rapport financier semestriel 2019 - engie · • la croissance annuelle attendue reste concentrée...

RAPPORT

FINANCIER

SEMESTRIEL 2019

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2019 3

À propos d’ENGIE

Nous sommes un groupe mondial de référence dans l’énergie bas carbone et les services. Pour répondre à l’urgence

climatique, notre ambition est de devenir le leader mondial de la transition zéro carbone « as a service » pour nos clients,

notamment les entreprises et les collectivités territoriales. Nous nous appuyons sur nos métiers clés (énergies

renouvelables, gaz, services) pour proposer des solutions compétitives et sur-mesure.

Avec nos 160 000 collaborateurs, nos clients, nos partenaires et nos parties prenantes, nous formons une communauté

d’Imaginative Builders, engagés chaque jour pour un progrès plus harmonieux.

Chiffre d’affaires en 2018 : 60,6 milliards d’euros. Coté à Paris et Bruxelles (ENGI), le Groupe est représenté dans les

principaux indices financiers (CAC 40, DJ Euro Stoxx 50, Euronext 100, FTSE Eurotop 100, MSCI Europe) et extra-

financiers (DJSI World, DJSI Europe et Euronext Vigeo Eiris - World 120, Eurozone 120, Europe 120, France 20, CAC 40

Governance).


SOMMAIRE

01 RAPPORT D’ACTIVITÉ 1 RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2019 .........................................................................................................7

2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE .................................................................................................. 14

3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................... 22

4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET .................................................................................. 24

5 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE ..................................................................... 28

6 AJUSTEMENT DE L’INFORMATION COMPARATIVE .................................................................................. 29

7 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES ............................................................................................... 31

8 DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS .. 32

02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 34

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 35

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................................................................................. 36

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES .................................................................................................... 38

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE ...................................................................................................................................... 40

03 NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS Note 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES ............................................................................................ 42

Note 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ............................................................................................... 49

Note 3 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE ............................ 52

Note 4 INFORMATION SECTORIELLE ......................................................................................................................... 56

Note 5 VENTES ................................................................................................................................................................. 64

Note 6 DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE AU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES . 66

Note 7 RÉSULTAT FINANCIER ...................................................................................................................................... 68

Note 8 IMPÔTS .................................................................................................................................................................. 69

Note 9 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS ................................................................................................................. 70

Note 10 INSTRUMENTS FINANCIERS ........................................................................................................................... 71

Note 11 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS ...................................................................................... 76

Note 12 PROVISIONS ........................................................................................................................................................ 79

Note 13 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES ........................................................................................................................ 81


Note 14 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES ............................................................................................... 84

Note 15 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE ........................................................................................... 85

04 DÉCLARATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL

05 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L’INFORMATION FINANCIÈRE SEMESTRIELLE


01 RAPPORT D’ACTIVITÉ 1 RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2019 .........................................................................................................7

2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE .................................................................................................. 14

3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................... 22

4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET .................................................................................. 24

5 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE ..................................................................... 28

6 AJUSTEMENT DE L’INFORMATION COMPARATIVE .................................................................................. 29

7 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES ............................................................................................... 31

8 DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS .. 32

RAPPORT D’ACTIVITÉ

1 RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2019



Les données précédemment publiées et présentées ci-après ont été retraitées afin de tenir compte des impacts liés à

l’application d’IFRS 16 – Contrats de location. Le passage de l’information publiée à l’information comparative retraitée est

présenté dans la section 6 de ce Rapport d’activité et dans la Note 1 «Référentiel et méthodes comptables» des notes aux

comptes consolidés condensés semestriels.

Résultats semestriels ENGIE au 30 juin 2019

Résultats financiers solides – Confirmation des objectifs annuels 2019

• Résultats du Groupe au 30 juin 2019 en ligne avec la trajectoire prévue au cours de l’exercice 2019 : résultat

opérationnel courant (1) de 3,2 milliards d’euros en hausse de 3% en brut et de 6% en organique (2), avec un

EBITDA de 5,3 milliards d’euros en hausse de 1% en brut et de 2% en organique.

• Un premier trimestre en baisse, suivi d'une amélioration significative, résultant en un premier semestre

porté par les activités de gestion d'énergie et du nucléaire ainsi que par une amélioration de la

performance des Solutions Clients au deuxième trimestre.

• La croissance annuelle attendue reste concentrée sur le second semestre.

• ENGIE confirme ses objectifs financiers pour 2019 (3) en matière de résultat net récurrent part du Groupe (dans

une fourchette de 2,5 à 2,7 milliards d’euros) et de ratio dette financière nette / EBITDA (inférieur ou égal à 2.5x

hors acquisition de TAG).

Chiffres-clés du premier semestre 2019

En milliards d'euros 30 juin 2019 30 juin 2018 y

compris IFRS 16

Variation brute en %

Variation organique

en %

Chiffre d'affaires 33,0 30,2 +9,3% +7,6%

EBITDA 5,3 5,3 +0,6% +2,2%

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 3,2 3,1 +3,1% +5,6%

Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe 1,5 1,5 0,0% +1,7%

Résultat net, part du Groupe 2,1 0,9

Cash Flow From Operations (CFFO) 2,7 3,5 (0,8)

Endettement financier net 26,1 23,3 2,8 par rapport au 31 déc. 2018

(1) i.e. hors E&P et GNL.

• Les activités de gestion d’énergie ont fortement contribué, portées par les renégociations de contrats gaz et les

activités internationales ;

• Le Nucléaire a été tiré par l'amélioration des prix captés et de la disponibilité après le redémarrage des sept unités

de production belges ;

• Les résultats intrinsèques des Solutions Clients se sont améliorés significativement au cours du deuxième

trimestre par rapport au premier mais sont restés atypiques en raison de la dynamique de certains marchés. En

outre, ces résultats ont bénéficié de one-offs de SUEZ ;

• Les Renouvelables ont été affectés par la baisse de la production hydroélectrique en France, partiellement

compensée par la mise en service de capacités éoliennes ;

(1) Y compris quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence.

(2) Variation organique = variation brute hors effets change et périmètre.

(3) Ces objectifs et cette indication reposent sur des hypothèses de température moyenne en France, de répercussion complète des coûts

d’approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France, d’absence de changements comptables significatifs autres que liés à

IFRS 16, d’absence de changement substantiel de réglementation et de l’environnement macro-économique, d’hypothèses de prix

des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre 2018 pour la partie non couverte de la production, de cours de

change moyens suivants pour 2019 : €/$: 1,16; €/BRL: 4,42, et ne tiennent pas compte d’impacts significatifs des cessions non encore

annoncées au 28 février 2019.




• Le Thermique a été affecté par la cession de Glow, partiellement compensée par les effets positifs des contrats

long-terme de vente d'électricité en Amérique latine et la contribution positive des centrales à gaz en Australie et

en Europe ;

• Les activités Supply ont continué à souffrir principalement de la contraction des marges pour les particuliers en

France ;

• Les Infrastructures ont été impactées par plusieurs facteurs, notamment dans le transport de gaz en France avec

la fin des souscriptions sur le gazoduc Nord-Sud et la linéarisation tarifaire.

Le cash flow from operations (1) baisse en raison d’effets temporaires d’appels de marge liés aux commodités, en dépit

de flux de trésorerie opérationnels en hausse et d’un besoin en fonds de roulement en amélioration. L’équipe de

management prévoit une amélioration substantielle pour l’ensemble de l’exercice 2019.

La dette financière nette augmente par rapport à fin décembre 2018 (2), avec des investissements compensés

partiellement par les produits de cession. ENGIE a également versé un dividende plus élevé que d’habitude au premier

semestre 2019 (0,75 euro par action, sans acompte versé en octobre prochain).

La structure financière solide du Groupe a été confirmée par S&P, qui a réitéré sa notation A- en avril, et par Fitch, qui a

réitéré sa notation A en juin, les deux agences maintenant leur perspective à stable. En juin, comme annoncé, Moody’s a

revu sa notation à la baisse de A2 à A3 suite à la promulgation de la loi PACTE en France qui a entraîné la suppression

du rehaussement d’un cran pour soutien de l’État français.

Au premier semestre 2019, ENGIE a poursuivi sa stratégie axée sur le leadership de la transition zéro carbone,

avec des progrès réalisés particulièrement dans les Renouvelables, complétés par l'acquisition de TAG dans les

Infrastructures. L’équipe de management prévoit une accélération supplémentaire de la croissance au cours du

second semestre, grâce à l'amélioration des performances opérationnelles intrinsèques des principales activités

du Groupe.

Dans les Solutions Clients, ENGIE et ses partenaires ont remporté un contrat d'efficacité énergétique de 35 ans à Ottawa

(Canada) pour le déploiement de systèmes de chaud et de froid et la rénovation énergétique des bâtiments du

gouvernement. En outre, ENGIE a acquis Conti en Amérique du Nord, une société fournissant des services dans le

domaine du bâtiment, en conception, ingénierie et réalisation. Au second semestre, les résultats des Solutions clients

devraient bénéficier de l’atténuation des effets de l'échelonnement des contrats, de l'augmentation du carnet de

commandes et de la contribution des acquisitions ainsi que du plan de performance visant à continuer à répondre aux

attentes des marchés avec une intensité concurrentielle croissante qui aura une incidence sur les marges.

Dans les Infrastructures, ENGIE a annoncé le 13 juin 2019 que le consortium dans lequel le Groupe détient une

participation majoritaire a finalisé l'acquisition d'une participation de 90% dans TAG, le plus grand propriétaire de réseau

de transport de gaz au Brésil. TAG dispose d'un portefeuille de contrats à long terme assurant une contribution aux

résultats attractive et permettant à ENGIE de rééquilibrer son exposition géographique au sein de ses activités

Infrastructures. Au second semestre, les résultats des Infrastructures continueront à être impactés par les facteurs négatifs

du premier semestre, partiellement compensés par la hausse organique des tarifs de distribution et de transport en France.

L'acquisition de TAG contribuera également positivement aux résultats.

Dans les Renouvelables, 1,4 GW de capacités éolienne et solaire a été mis en service au cours du premier semestre,

confirmant une nette accélération après la mise en service de 1,1 GW pour l'année 2018, et 8,7 GW sont maintenant

installés, en construction ou sécurisés pour atteindre l'objectif de 9 GW de mise en service sur 2019-21. La nouvelle joint-

venture au Mexique avec Tokyo Gas démontre notre capacité à déployer notre modèle DBSO et à attirer des partenaires

solides pour accélérer le développement de notre portefeuille et la signature d'un protocole d'accord stratégique avec EDP

vise à créer un acteur mondial majeur de l'éolien offshore. Au second semestre, les résultats des Renouvelables devraient

s'améliorer avec la montée en puissance de l'éolien (notamment au Brésil), l'amélioration de l'hydrologie en France et les

nouvelles marges de DBSO (3) qui devraient être enregistrées principalement au second semestre.

Pour le Thermique, ENGIE a continué de mettre en œuvre sa stratégie de réduction de son empreinte carbone. ENGIE a

finalisé la cession de sa participation de 69,1% dans Glow en Thaïlande et au Laos (3,2 GW de capacité de production,

dont 1,0 GW à base de charbon), lui permettant de ne plus avoir d'actifs au charbon en Asie-Pacifique. ENGIE a également

(1) Cash flow from operations = Free Cash Flow avant CAPEX de maintenance.

(2) Données 2018 ajustées suite à l’application de la nouvelle norme IFRS 16.

(3) DBSO = Develop, Build, Share & Operate.




annoncé la cession de ses centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas d'une capacité installée de 2,3 GW,

réduisant la part du charbon à moins de 4% de ses capacités de production d'électricité au niveau mondiale après

finalisation de cette transaction. Au second semestre, les résultats du Thermique seront impactés par ces cessions.

1.1 Analyse des données financières du premier semestre 2019

1.1.1. Chiffre d’affaires de 33,0 milliards d’euros

Le chiffre d'affaires de la période s'élève à 33,0 milliards d'euros, en hausse de 9,3% en brut et de 7,6% en organique.

La croissance brute du chiffre d'affaires intègre un effet de change positif, principalement dû à l'appréciation du dollar

américain, partiellement compensée par les dépréciations du peso argentin et du real brésilien par rapport à l'euro, et des

effets de périmètre globalement positifs. Ces variations de périmètre comprennent diverses acquisitions dans les Solutions

Clients (principalement aux Etats-Unis avec Unity, Donelly et Systecon, en Amérique Latine avec CAM et en Allemagne

avec OTTO) et dans la commercialisation (Plymouth Rock aux Etats-Unis), partiellement compensées par les cessions

des activités de commercialisation aux professionnels en Allemagne à fin 2018 et de la participation de Glow en Thaïlande

et au Laos en mars 2019.

La croissance organique du chiffre d'affaires est principalement liée aux activités de commercialisation (qui bénéficient

d'un contexte de marché favorable pour les professionnels en France, d'une augmentation des ventes d'électricité aux

professionnels et aux particuliers en France et d'effets prix positifs aux États-Unis, en Belgique, en Roumanie et aux Pays-

Bas), à la performance des services de gestion de l'énergie et aux conditions favorables de marché des activités de Global

Energy Management (GEM), aux activités thermiques en Europe avec des volumes vendus en hausse, à une dynamique

porteuse en Amérique latine (hausse des tarifs dans les activités de distribution de gaz au Mexique et en Argentine,

croissance du portefeuille de contrats d’achat d’électricité long-terme au Chili et politique d’allocation d’électricité

dynamique ainsi que mise en service de nouveaux parcs éoliens au Brésil) et par une croissance des Solutions Clients en

France et en Belgique. Cette croissance a été partiellement compensée par la baisse des revenus des activités de

stockage de gaz (moins d'opérations d'achat/vente en France et au Royaume-Uni) et par la baisse de la production

hydroélectrique en France (- 26% contre un premier semestre exceptionnel en 2018).

Le chiffre d’affaires des Solutions Clients a connu une croissance de 10% en brut et de 3% en organique.

1.1.2. EBITDA de 5,3 milliards d’euros

L'EBITDA de la période s'élève à 5,3 milliards d'euros, en hausse de 0,6% en brut et de 2,2% en organique.

L'augmentation brute de l'EBITDA comprend un effet de change positif, principalement dû à l'appréciation du dollar

américain, partiellement compensé par la dépréciation du réal brésilien par rapport à l'euro, et des effets de périmètre

globalement négatifs. Ces effets de périmètre proviennent principalement de la vente de Glow, partiellement compensée

par diverses acquisitions principalement dans les Solutions clients et les Infrastructures.

L'augmentation organique de l'EBITDA s'explique principalement par la surperformance des activités de GEM (avec

notamment des impacts fortement positifs sur les renégociations des contrats gaz et d’effets temporaires significatifs), par

les bons résultats de l'Amérique latine (liés à la dynamique favorable du chiffre d‘affaires et des one-offs positifs au Chili

en 2019) et des activités nucléaires (bénéficiant d’une hausse des prix captés de +3 €/MWh et du taux de disponibilité de

+590 points de base en Belgique). Cette augmentation a été partiellement compensée par des effets défavorables dans

les activités Infrastructures gaz en France (baisse des volumes transportés due à la fin des souscriptions sur

l’acheminement Nord-Sud consécutivement à la fusion des deux zones de marché et baisse de la contribution des activités

de stockage due à des problèmes techniques en France pendant la période de soutirage), par une production

hydroélectrique en France en baisse, par des marges des activités de commercialisation en France en baisse et par la

suspension du mécanisme de rémunération de capacités au Royaume-Uni depuis le 1er octobre 2018.




1.1.3. Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises

mises en équivalence de 3,2 milliards d’euros

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (ROC),

s’élève à 3,2 milliards d’euros, en hausse de 3,1% en brut et de 5,6% en organique.

Ces variations brute et organique sont en ligne avec la croissance de l'EBITDA, bénéficiant par ailleurs de one-offs positifs

de SUEZ (principalement liés au règlement du litige en Argentine en 2019).

La performance organique du résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises

en équivalence varie selon les segments :

En millions d'euros 30 juin 2019

30 juin 2018 y compris IFRS 16


Variation organique

en %

France 1 616 1 794 -9,9% -10,3%

Dont France hors Infrastructures 488 553 -11,8% -13,0%

Dont Infrastructures France 1 128 1 241 -9,1% -9,1%

Reste de l'Europe 279 257 +8,7% +9,4%

Amérique Latine 818 723 +13,2% +11,9%

Etats-Unis & Canada 30 72 -57,8% -52,6%

Moyen-Orient, Asie & Afrique 376 461 -18,5% +3,3%

Autres 47 (235)

TOTAL 3 166 3 072 +3,1% +5,6%

• Le ROC de la France affiche une décroissance organique. Pour le segment France hors Infrastructures, la baisse

organique du ROC est principalement due à l'impact de la baisse de la production électrique renouvelable d’origine

hydraulique, la pression sur les marges de nos activités de commercialisation gaz et électricité en offre de marché,

ainsi qu’à une légère baisse des marges de nos activités Solutions Clients. Pour le segment France Infrastructures,

la baisse est principalement due à l’activité de transport en France affectée par les effets de la fusion des zones

(fin des souscriptions sur le transit Nord-Sud) qui n’ont jusqu’à présent été que partiellement compensés par la

hausse tarifaire du 1er avril 2019, principalement en raison du mécanisme de linéarisation des tarifs et de coûts de

congestion supérieurs aux prévisions. Dans une moindre mesure, l'activité de stockage est impactée par des

pénalités pour clients du fait de difficultés techniques en France et des effets prix négatifs en Allemagne.

• Le ROC du Reste de l’Europe est en augmentation organique. Cette augmentation est principalement portée par

les activités nucléaires et par la légère croissance des Solutions Clients, partiellement compensée par des

contributions moindres des autres activités. Les activités nucléaires ont bénéficié d’une augmentation des prix

captés, de taux de disponibilité plus élevés en Belgique ainsi que de moindre charges d’amortissement du fait de

la comptabilisation de pertes de valeur en 2018. La croissance des Solutions Clients provient principalement du

développement d'activités de génération sur site et production d’énergie décentralisée. Par ailleurs, outre la

suspension des revenus du marché de capacités au Royaume-Uni, la contribution des activités thermiques est

impactée négativement par des one-offs positifs en 2018 aux Pays-Bas. Les activités de commercialisation sont

en baisse au Benelux et en Roumanie et les activités d'énergie renouvelable sont en baisse au Benelux.

• L’Amérique Latine enregistre une croissance organique du ROC. Cette croissance est principalement liée à

l'impact favorable d’indemnités compensatoires reçues au Chili en 2019, à la hausse des tarifs des activités de

distribution de gaz au Mexique et en Argentine, à la croissance du portefeuille de PPA au Chili, à la mise en service

de nouveaux parcs éoliens au Brésil ainsi qu’aux premières contributions de TAG. Ces impacts sont partiellement

compensés par les éléments exceptionnels positifs enregistrés en 2018 pour les activités de réseaux au Mexique.

• Le ROC du segment États-Unis & Canada est en décroissance organique significative. Cette évolution s’explique

par les Solutions Client en raison de one-offs enregistrés en 2019, par la moindre contribution des activités

thermiques du fait de coûts d’approvisionnement en GNL à Porto Rico plus élevés et des spreads réduits dans le

nord-est des États-Unis au premier semestre 2019 ainsi que par la pression temporaire sur les marges des

activités de commercialisation. Ces effets sont partiellement compensés par des marges plus élevées sur les

activités GNL.




• Le ROC du Moyen-Orient, Asie & Afrique est en croissance organique. Cette croissance reflète notamment les

marges et volumes plus élevés dans l’activité Thermique en Australie. Cet effet est partiellement compensé par

un effet température négatif dans les activités de commercialisation en Australie.

• Le segment Autres enregistre une augmentation organique significative du ROC. Cette augmentation est

principalement due à la surperformance de GEM sur les activités de marché, avec notamment des impacts positifs

importants sur les renégociations de contrats de gaz et d’effets temporaires positifs significatifs, à des one-offs

positifs sur SUEZ (principalement liés au règlement du litige en Argentine en 2019) ainsi qu’à des marges de

commercialisation d’électricité aux clients professionnels plus élevées et à des coûts du Corporate plus faibles.

La performance organique du résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises

en équivalence a également varié en fonction des Business Lines :

En millions d'euros 30 juin 2019

30 juin 2018 y compris IFRS 16


Variation organique

en % Perspectives 2019

Solutions clients 438 374 +17,2% +10,4% croissance mid to high single digit (1)

Excluant one-off Suez Argentine (1) +3,8% -2,9%

Infrastructures 1 346 1 434 -6,1% -7,2% baisse low-single digit

Renouvelables 572 605 -5,5% -2,2% croissance low to mid-single digit

Thermique 694 744 -6,6% +4,9% baisse de c. 15%

Nucléaire (216) (303) +28,9% +28,9% pertes 2018 réduites de c. 75%

Approvisionnement 350 432 -19,0% -17,1% baisse mid-single digit

Autres (18) (214) +91,4% +91,7% pertes 2018 réduites de c. 15%

TOTAL 3 166 3 072 +3,1% +5,6%

(1) Hors one-off positif de SUEZ lié au règlement du litige en Argentine en 2019 (env. 50 millions d’euros). Les perspectives 2019 ne

tiennent pas compte de cet impact positif.

• Le ROC des Solutions Clients est en croissance organique, bénéficiant du one-off positif de SUEZ en 2019

(principalement liés au règlement du litige en Argentine). Intrinsèquement, les résultats des Solutions Clients se

sont améliorés au cours du deuxième trimestre par rapport au premier, portés par le développement des activités

de production sur site et de production d’énergie décentralisée en Europe, en partie compensé par les difficultés

rencontrées par certaines entités d’installation et de construction (notamment en raison de one-offs enregistrés en

2019 aux Etats-Unis et au Canada), ainsi que par l'échelonnement des contrats et par des dynamiques de marché

particulières affectant certains renouvellements de contrats en Europe de l'Ouest. En outre, les coûts de Business

Development visant à poser les fondations d’une croissance dans de nouveaux domaines ont augmenté

principalement aux Etats-Unis et en Asie.

• Le ROC des Infrastructures est en décroissance organique. Cette baisse est principalement due aux activités de

transport en France avec les effets de la fusion des zones (fin des souscriptions sur le transit Nord-Sud) qui n’ont

jusqu’à présent été que partiellement compensés par la hausse tarifaire du 1er avril 2019, principalement en raison

du mécanisme de linéarisation des tarifs et des coûts de congestion plus élevés que prévu. Dans une moindre

mesure, l'activité de stockage est pénalisée par les pénalités pour clients en France du fait d'une dégradation

temporaire des performances opérationnelles et des effets prix négatifs en allemand. Enfin, un one-off positif a été

enregistré en 2018 en Amérique Latine. Les hausses tarifaires des activités de distribution de gaz au Mexique et

en Argentine n’ont que partiellement compensé ces effets négatifs.

• Le ROC des Renouvelables est en légère diminution organique. Cette baisse est principalement due à la baisse

de la production d’énergie d’origine hydroélectrique en France. Ces effets négatifs ont été en partie compensés

par la mise en service de nouveaux parcs éoliens, principalement au Brésil.

• Le ROC du Thermique est en croissance organique. Cette augmentation est principalement attribuable à l'impact

favorable d’indemnités compensatoires reçues au Chili en 2019, à la croissance du portefeuille de PPA au Chili et

aux marges et volumes plus élevés réalisée dans la production thermique en Australie. Ces effets positifs ont été

partiellement compensés par la suspension des revenus du marché de capacités au Royaume-Uni, par des one-

offs positifs en 2018 aux Pays-Bas et par la contribution plus faible aux États-Unis en raison des coûts plus élevés




de l'approvisionnement en GNL plus élevés à Porto Rico, ainsi que des spreads réduits dans le nord-est des États-

Unis au premier semestre 2019.

• Le ROC du Nucléaire est en croissance organique significative, bénéficiant de meilleurs prix captés (+3 €/MWh),

de taux de disponibilité plus élevés en Belgique (+ 590 points de base) ainsi que de moindre charges

d’amortissement du fait de la comptabilisation de pertes de valeur en 2018.

• Le ROC du Supply affiche une baisse organique significative, en raison principalement des pressions sur les

marges de commercialisation aux particuliers en France (sur les offres de marché électricité et gaz), d’un effet

température négatif en Australie, ainsi que des résultats plus faibles des activités de commercialisation aux

professionnels au Benelux et aux États-Unis. Ces effets sont partiellement compensés par des marges plus

élevées dans les activités de commercialisation aux professionnels en France.

• Le ROC des activités Autres a enregistré une croissance organique significative, reflétant principalement la

surperformance de GEM sur les activités de marché, notamment avec des effets positifs importants sur les

renégociations de contrats de gaz et d’effets temporaires positifs significatifs, et la baisse des coûts du Corporate.

1.1.4. Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies de

1,5 milliard d’euros et Résultat net part du Groupe de 2,1 milliards d’euros

Le résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies s’élève à 1,5 milliard d’euros au 30 juin 2019, stable

par rapport au 30 juin 2018, en lien avec l’amélioration continue au niveau du résultat opérationnel courant après quote-

part du résultat net des entreprises mises en équivalence partiellement compensée par une détérioration du résultat

financier et un taux effectif d’impôt récurrent en hausse.

Le résultat net part du Groupe s’élève à 2,1 milliards d’euros, en très forte amélioration par rapport au 0,9 milliard d’euros

au 30 juin 2018. Cette très forte hausse est principalement liée aux plus-values de cessions (1,6 milliard d’euros, issu en

particulier de la cession de la participation dans Glow) en dépit d’une variation négative de valeur de marché avant impôts

(1,5 milliard d’euros). De moindres pertes de valeur (0,5 milliard d’euros d’impact positif) sur la période ont également

contribué à cette très forte hausse.

1.1.5. Dette nette financière de 26,1 milliards d’euros

La dette financière nette s’établit à 26,1 milliards d’euros, en hausse de 2,8 milliards d’euros par rapport à fin décembre

2018. Cette hausse est principalement due (i) aux investissements de la période (5,5 milliards d’euros (1), incluant

notamment 1,5 milliard d’euros au titre de l’acquisition de TAG au Brésil), (ii) aux versements de dividendes aux

actionnaires d’ENGIE SA (1,8 milliard d’euros) et aux participations ne donnant pas le contrôle (0,3 milliard d’euros) et

(iii) à d’autres éléments (0,4 milliard d’euros), principalement liés aux effets de change, aux nouveaux droits d’utilisation

de biens pris en location et aux variations de valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments sont

partiellement compensés (i) par la génération de cash-flow des opérations (2,7 milliards d’euros) et (ii) par les effets du

programme de rotation de portefeuille (2,7 milliards d’euros, principalement liés à la finalisation de la cession de la

participation dans Glow).

Le cash flow from operations s’établit à 2,7 milliards d’euros, en recul de 0,8 milliard d’euros. Cette évolution s’explique

principalement par la variation temporaire du besoin en fonds de roulement (-1,1 milliard d’euros) liée aux appels de marge

sur produits dérivés et à la variation de la valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments sont

partiellement compensés par l’augmentation des flux de trésorerie opérationnels (0,2 milliard d’euros) et par de moindres

décaissements d’impôts (0,1 milliard d’euros).

A fin juin 2019, le ratio dette financière nette / EBITDA s’élève à 2,7x. Hors effets de l’acquisition de TAG, dont la

contribution au niveau de l’EBITDA n’est pas encore matérielle, ce ratio s’élève à 2,5x, en légère augmentation par rapport

à fin décembre 2018 et en ligne avec l’objectif d’un ratio inférieur ou égal à 2,5x. Le coût moyen de la dette brute est de

2,89%, en hausse de 21 points de base par rapport au 31 décembre 2018, en raison de nouveaux emprunts au Brésil.

(1) Net des cessions partielles dans le cadre du schéma DBSO




A fin juin 2019, le ratio dette économique nette (1) / EBITDA s’élève à 4,0x. Hors effets de l’acquisition de TAG, ce ratio

s’élève à 3,8x, en légère augmentation par rapport à fin décembre 2018.

1.1.6. Objectifs financiers 2019

ENGIE confirme ses objectifs financiers pour 2019 (2) :

• un résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg) compris entre 2,5 et 2,7 milliards d’euros (3).Cet objectif

repose sur une fourchette indicative d’EBITDA de 9,9 à 10,3 milliards d’euros,

• un ratio de dette financière nette / EBITDA inférieur ou égal à 2,5x (hors acquisition de TAG),

• une notation de catégorie “A”.

(1) La dette économique nette s’établit à 38,9 milliards d’euros à fin juin 2019 (vs. 35,7 milliards d’euros à fin décembre 2018) ; elle intègre

notamment les provisions nucléaires et les avantages postérieurs à l’emploi.

(2) Ces objectifs et cette indication reposent sur des hypothèses de température moyenne en France, de répercussion complète des

coûts d’approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France, d’absence de changements comptables significatifs autres que liés

à IFRS 16, d’absence de changement substantiel de réglementation et de l’environnement macro-économique, d’hypothèses de prix

des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre 2018 pour la partie non couverte de la production, de cours de

change moyens suivants pour 2019 : €/$: 1,16; €/BRL: 4,42, et ne tiennent pas compte d’impacts significatifs des cessions non encore

annoncées au 28 février 2019.

(3) Pour rappel, le Groupe ENGIE a durant sa présentation dans le cadre du Capital Markets Day du 28 février 2019 communiqué une

guidance de croissance forte du résultat net récurrent (part du Groupe) avec un TCAC (taux de croissance annuel composé) de 7-9%

sur la période 2018-2021.


2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE



En millions d'euros 30 juin 2019 30 juin 2018 y

compris IFRS 16


Variation organique

en %

Chiffre d'affaires 32 978 30 182 +9,3% +7,6%

EBITDA 5 321 5 288 +0,6% +2,2%

Dotations nettes aux amortissements/Autres (2 154) (2 216)

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 3 166 3 072 +3,1% +5,6%

ÉVOLUTION DU CHIFFRE D’AFFAIRES

En millions d’euros

30 182

+ 423

+ 105

30 709

+ 330

+ 875

+ 345

+ 155

- 36

+ 722

32 978

- 122

30 juin 2018publié

Effets depérimètre

Change France Reste del'Europe

AmériqueLatine

États-Unis &Canada

Moyen-Orient,Asie & Afrique

Autres 30 juin 2019

France hors Infrastructures

Infrastructures France




ÉVOLUTION DE L’EBITDA


Matrice par géographies/Business Lines

En millions d'euros

Solutions Clients Infrastructures Renouvelables Thermique Nucléaire Approvisionnement Autres

TOTAL au 30 juin

2019

France 442 1 908 195 ‐ ‐ 224 ‐ 2 769

Reste de l'Europe 245 103 57 200 17 165 ‐ 787

Amérique Latine 8 164 510 365 ‐ 22 ‐ 1 069

États-Unis & Canada (7) 1 27 20 ‐ 10 41 91

Moyen-Orient, Asie & Afrique 12 12 52 354 ‐ (4) ‐ 426

Autres 49 (3) (16) (21) ‐ 73 97 179

TOTAL EBITDA 750 2 183 825 918 17 490 137 5 321

En millions d'euros


TOTAL au 30 juin

2018 y compris IFRS 16

France 415 1 993 222 ‐ ‐ 272 ‐ 2 902

Reste de l'Europe 236 93 79 237 (62) 186 ‐ 769

Amérique Latine (2) 128 502 278 ‐ 25 (1) 930

États-Unis & Canada 16 1 12 39 ‐ 22 25 115

Moyen-Orient, Asie & Afrique 19 16 35 449 ‐ 20 ‐ 539

Autres 66 (4) (10) (2) ‐ 27 (43) 33

TOTAL EBITDA 748 2 227 841 1 001 (62) 552 (19) 5 288

5 065

+223

5 288

-104 +21

5 205

-44+16

+113 -28

+14+130

5 321

-86

30 juin 2018publié

Impact IFRS16

30 juin 2018yc. IFRS 16



AmériqueLatine

États-Unis &Canada

Moyen-Orient, Asie& Afrique

Autres 30 juin 2019






ÉVOLUTION DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET

DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE (ROC)


Matrice par géographies/Business Lines

En millions d'euros


TOTAL au 30 juin

2019

France 252 1 129 80 ‐ ‐ 155 ‐ 1 616

Reste de l'Europe 135 76 29 122 (216) 133 ‐ 279

Amérique Latine (3) 133 420 246 ‐ 21 ‐ 818

États-Unis & Canada (30) 1 17 17 ‐ (7) 33 30

Moyen-Orient, Asie & Afrique 5 11 43 330 ‐ (13) ‐ 376

Autres 79 (3) (17) (21) ‐ 61 (52) 47

TOTAL ROC 438 1 346 572 694 (216) 350 (18) 3 166

En millions d'euros


TOTAL au 30 juin

2018 y compris IFRS 16

France 236 1 241 108 ‐ ‐ 210 ‐ 1 794

Reste de l'Europe 130 78 52 144 (303) 157 ‐ 257

Amérique Latine (4) 104 426 173 ‐ 24 ‐ 723

États-Unis & Canada (1) 1 7 36 ‐ 11 18 72


Autres (4) (4) (11) (2) ‐ 18 (232) (235)

TOTAL ROC 374 1 434 605 744 (303) 432 (214) 3 072

3 061

+10

3 072

-83 +13

3 001

-71+24 +86

-39

+12

+267

3 166

-113

30 juin 2018publié

Impact IFRS16

30 juin 2018yc. IFRS 16



AmériqueLatine

États-Unis &Canada

Moyen-Orient, Asie& Afrique

Autres 30 juin 2019






2.1 France


compris IFRS 16


Variation organique

en %


Chiffre d'affaires total (y compris opérations intra-groupe) 11 899 11 596 +2,6%

EBITDA 2 769 2 902 -4,6% -4,5%

Dotations nettes aux amortissements/Autres (1 153) (1 108)

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 1 616 1 794 -9,9% -10,3%

2.1.1. France hors Infrastructures


compris IFRS 16


Variation organique

en %


EBITDA 862 909 -5,1% -4,9%

Dotations nettes aux amortissements/Autres (374) (356)

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 488 553 -11,8% -13,0%

Volumes d’énergie vendus

En TWh 30 juin 2019 30 juin 2018 y

compris IFRS 16 Variation brute en %

Ventes de gaz 51,2 54,6 -6,2%

Ventes d’électricité 20,4 22,2 -8,2%

Correction climatique France

En TWh 30 juin 2019 30 juin 2018 y

compris IFRS 16 Variation brute en TWh

Volumes de correction climatique

(signe négatif = climat chaud, signe positif = climat froid) 0,3 1,0 (0,7)

Le chiffre d’affaires du secteur France hors Infrastructures s’établit à 8 199 millions d’euros, en hausse brute de 4,9% et

de 4,3% en organique. La croissance organique du chiffre d’affaires s’explique par la hausse du volume de ventes dans

le segment de l’électricité BtoC et les activités de services BtoB (Cofely et Axima), partiellement contrebalancée par une

baisse des ventes dans les Renouvelables en France, principalement due à la production électrique d’origine hydraulique.

En outre, les acquisitions dans les services BtoB contribuent sensiblement à la croissance brute.

Les volumes de ventes de gaz dans le segment BtoC diminuent de 3,4 TWh par rapport à l’an dernier – dont 0,7 TWh sont

imputables à un effet température négatif – du fait de la fin des tarifs réglementés du gaz et de la concurrence sur le

marché. Le portefeuille d’électricité BtoC enregistre une progression significative de 1 TWh, tandis que les volumes de

production électrique d’origine hydraulique chutent de 2,8 TWh.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s’établit à

488 millions d’euros, en recul brut de 11,8% et de 13,0% en organique. Ce repli est principalement dû au segment BtoC,

marqué par une perte de clientèle sur le segment du gaz réglementé, à l’effet négatif du gel des tarifs réglementés décidé

par le gouvernement sur le premier semestre 2019, et à un impact température défavorable par rapport à 2018, l’ensemble

de ces causes étant partiellement contrebalancées par la croissance du portefeuille d’électricité. Les résultats du premier

semestre 2019 pâtissent également de l’impact d’une plus faible production électrique d’origine hydraulique (conditions

hydrologiques positives exceptionnelles au premier semestre 2018, hydraulicité faible en 2019).




2.1.2. Infrastructures France


compris IFRS 16


Variation organique

en %

Chiffre d'affaires 3 045 3 054 -0,3% -3,9%

Chiffre d'affaires total (y compris opérations intra-groupe) 3 544 3 695 -4,1%

EBITDA 1 907 1 993 -4,3% -4,3%


RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 1 128 1 241 -9,1% -9,1%

Le chiffre d’affaires du secteur Infrastructures France s’établit à 3 045 millions d’euros, en recul de 0,3% par rapport au

premier semestre 2018. Cette diminution trouve principalement son origine dans l’activité de stockage, marquée par une

forte réduction des opérations d’achat/vente en France suite à la mise en œuvre de nouvelles régulations en 2018, comme

au Royaume-Uni. Cet effet est partiellement contrebalancé par l’activité de terminalling, dont l’évolution reflète

l’externalisation des activités GNL, ainsi que par l’activité de distribution qui bénéficie de la hausse des tarifs intervenue le

1er juillet 2018 (+2,01%).


1 128 millions d’euros pour la période, en diminution brute de 9,1%. Cette baisse est pour l’essentiel imputable à l’activité

de transmission, affectée en France par les effets de la fusion des zones (fin des abonnements sur le transit Nord/Sud) et

par la hausse des dotations aux amortissements en raison de la mise en service de nouveaux actifs, qui ne sont pour

l’heure que partiellement compensés par l’augmentation des tarifs intervenue le 1er avril 2019 et, en Allemagne, par un

ajustement prix négatif dans le cadre de la restauration des performances passées. Ces impacts négatifs sont en partie

contrebalancés par la hausse des tarifs en France. Dans une moindre mesure, l’activité de stockage est affectée par des

pénalités clients en France en raison d’une détérioration temporaire de la performance opérationnelle et par des effets prix

négatifs en Allemagne. Le résultat opérationnel courant est également grevé par la hausse des dotations aux

amortissements découlant de la mise en service de nouveaux actifs.

2.2 Reste de l’Europe


compris IFRS 16


Variation organique

en %


EBITDA 787 769 +2,2% +2,1%


RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 279 257 +8,7% +9,4%

Le chiffre d’affaires dans le reste de l’Europe s’élève à 9 611 millions d’euros, en hausse organique de 9,2%,

principalement du fait des activités Thermique, Approvisionnement au Benelux et Solutions Clients.

Les activités Thermiques bénéficient d’une hausse des volumes d’énergie vendus, en partie nuancée par la suspension

du mécanisme de rémunération des capacités au Royaume-Uni depuis le 1er octobre 2018, qui impacte négativement le

chiffre d’affaires 2019.

Les activités Approvisionnement profitent d’effets prix positifs en Belgique, aux Pays-Bas et en Roumanie, partiellement

neutralisés par la cession du portefeuille de commercialisation aux clients professionnels en Allemagne en 2018.

La hausse observée dans les Solutions Clients est principalement due au segment de l’efficacité énergétique et des

installations en Belgique, et aux activités d’installation en Allemagne avec l’acquisition d’OTTO (janvier 2019).

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence ressort à

279 millions d’euros, en croissance organique de 9,4%. Cette croissance est principalement portée par les activités




Nucléaires et par une légère hausse des Solutions Clients, partiellement compensée par des contributions plus faibles des

autres activités (Thermique, Renouvelables, Approvisionnement, Infrastructures) par rapport à 2018.

Les activités Nucléaire bénéficient de prix plus favorables, de taux de disponibilité plus élevés en Belgique ainsi que

d’amortissements plus faibles, suite à des dépréciations partielles d’actifs en 2018.

La croissance des solutions clients découle principalement des bonnes performances des activités des actifs de la

BU Génération Europe (en Italie et en Allemagne). Ces résultats s’expliquent par le développement de l’éclairage public

et des réseaux de chaleur et de froid urbain, ainsi que par un environnement de marché favorable en Belgique.

Toutefois, l’évolution du résultat opérationnel courant des activités Thermique pâtit de la suspension du chiffre d’affaires

issu du marché de capacité au Royaume-Uni, ainsi que d’effets positifs ponctuels en 2018 aux Pays-Bas.

L’Approvisionnement s’inscrit en repli au Benelux et en Roumanie, et les Renouvelables enregistrent pour leur part un

recul au Benelux.

2.3 Amérique Latine


compris IFRS 16


Variation organique

en %


EBITDA 1 069 930 +14,9% +12,2%


RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 818 723 +13,2% +11,9%

Le chiffre d’affaires du secteur Amérique Latine s’établit à 2 601 millions d’euros, en hausse brute de 19,7% et en

progression organique de 16,1%. La croissance brute reflète l’impact positif de l’acquisition d’une entité Solutions Clients

fin 2018 au Chili (CAM), partiellement contrebalancé par un effet de change net négatif lié à la forte dépréciation du réal

brésilien (-5%) et du peso argentin (-46%) qui est en partie atténuée par l’appréciation du dollar américain (+7%).

Au Mexique et en Argentine, le chiffre d’affaires bénéficie de l’augmentation des tarifs dans les activités de distribution de

gaz. Au Chili, l’activité est positivement impactée par la montée en puissance de nouveaux contrats de vente d’électricité

avec des sociétés de distribution. Au Brésil, la croissance organique est principalement due à un essor des ventes

d’hydroélectricité sur le marché spot et la mise en service commerciale de nouveaux parcs éoliens et solaires.


818 millions d’euros, en hausse organique de 11,9%, principalement due à l’impact favorable des dommages et intérêts

perçus au Chili en 2019 et aux effets organiques positifs précédemment mentionnés pour le chiffre d’affaires. Ces impacts

sont partiellement compensés par un effet ponctuel positif enregistré en 2018 au Mexique.

2.4 États-Unis & Canada


compris IFRS 16


Variation organique

en %


EBITDA 91 115 -20,3% -22,9%


RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 30 72 -57,8% -52,6%

Le chiffre d’affaires du secteur États-Unis & Canada atteint 2 147 millions d’euros, en hausse brute de 39,5%. Outre des

effets de change positifs, il bénéficie d’effets entrants liés aux acquisitions récentes dans les Solutions Clients et la

commercialisation BtoB (Plymouth Rock +140 millions d’euros) aux États-Unis. Cette progression, de 9,4% en organique,




s’explique principalement par les effets prix positifs dans les ventes d’électricité aux clients professionnels aux États-Unis,

sans impact sur le résultat opérationnel courant.

Les ventes d’électricité augmentent de 0,8 TWh pour atteindre 19 TWh depuis le début de l’année.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence ressort à

30 millions d’euros, en recul organique de 52,6% par rapport au premier semestre 2018. Cette évolution est le fait (i) d’une

contribution plus faible des activités Thermique en raison du renchérissement des coûts de l’approvisionnement en GNL

à Porto Rico et de la baisse des spreads dans le nord-est des États-Unis au premier semestre 2019, (ii) d’une rentabilité

temporairement plus faible dans les activités de commercialisation BtoB en raison de la hausse des coûts de

l’approvisionnement en énergie, et enfin (iii) des Solutions Clients, en raison des effets ponctuels et pertes de contrats

comptabilisés en 2019, qui ont grevé la performance. Ces effets sont partiellement compensés par la montée en puissance

des Renouvelables grâce à la plateforme éolienne terrestre et à une hausse des marges sur les activités GNL depuis la

cession du terminal Everett et des renégociations de contrats au deuxième semestre 2018.

2.5 Moyen-Orient, Asie & Afrique


compris IFRS 16


Variation organique

en %

Chiffre d'affaires 1 532 1 892 -19,1% -2,4%

EBITDA 426 539 -21,0% +3,5%


RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 376 461 -18,5% +3,3%

Le chiffre d’affaires du secteur Moyen-Orient, Asie & Afrique atteint 1 532 millions d’euros, ce qui représente une

diminution brute de 19,1% et un recul organique de 2,4%. Ce repli brut s’explique principalement par la cession de Glow

(Thaïlande) en mars 2019, dont l’effet a été partiellement contrebalancé par la contribution positive de plusieurs

acquisitions dans les Solutions Clients en Afrique, au Moyen-Orient et en Asie, ainsi que par des effets de change positifs.

La croissance organique a été légèrement impactée par des volumes de ventes plus faibles dans les activités

d’Approvisionnement en Australie ainsi que par une baisse du chiffre d’affaires des Solutions Clients en Afrique et en

Australie.

Les ventes d’électricité, en baisse de 2,5 TWh, s’élèvent à 35,2 TWh, avec des volumes réduits principalement en raison

de la cession de Glow et de Loy Yang B.


376 millions d’euros, en recul brut de 18,5%, mais en croissance organique de 3,3%. La baisse brute s’explique par l’impact

négatif de la cession de Glow et de Loy Yang B, en partie compensé par des effets de change positifs. La croissance

organique reflète notamment la hausse de marge de la production thermique ainsi que les dommages et intérêts de retard

perçus dans les Renouvelables en Australie.




2.6 Autres


compris IFRS 16


Variation organique

en %


EBITDA 179 33


RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 47 (235)

Le secteur reportable Autres englobe (i) la BU GEM, (ii) la BU Tractebel, (iii) la BU GTT, (iv) les Entreprises & Collectivités

(E&C), ainsi que les activités holdings et corporate qui comprennent notamment les entités dédiées au financement

centralisé du Groupe ou la contribution de l’entreprise associée SUEZ.

Le chiffre d’affaires de ce secteur s’élève à 5 842 millions d’euros, en hausse brute de 19,0% (soit 933 millions d’euros)

par rapport au premier semestre 2018, principalement grâce à GEM et à E&C, sous l’effet d’un contexte de marché

favorable.


47 millions d’euros, soit une hausse brute de 282 millions d’euros par rapport au premier semestre 2018. Cette progression

est principalement due à la surperformance de GEM sur les activités de marché, qui s’accompagne de forts effets positifs

sur la renégociation des contrats de gaz et d’importants effets de décalage positifs à fin juin, ainsi qu’à des effets ponctuels

positifs chez SUEZ. Le résultat opérationnel courant bénéficie également de l’acquisition de Certinergy en février 2019.

Ces impacts favorables sont partiellement neutralisés par un déclin des marges de Tractebel Engineering et une réduction

des contributions de GTT en lien avec l’évolution historique du carnet de commandes.


3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT




compris IFRS 16 Variation

brute en %

Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 3 166 3 072 +3,1%

MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (989) 520

Pertes de valeur (242) (752)

Restructurations (77) (50)

Effets de périmètre 1 584 (102)

Autres éléments non récurrents (44) (13)

Résultat des activités opérationnelles 3 397 2 675 +27,0%

Résultat financier (719) (680)

Impôts sur les bénéfices (221) (655)

RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES 2 457 1 340

RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES ‐ (124)

RÉSULTAT NET 2 457 1 215 +102,1%

Résultat net part du Groupe 2 084 929

Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe 2 084 1 077

Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe ‐ (148)

Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 373 286

Dont Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 373 262

Dont Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ‐ 24

Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s’établit à 3 397 millions d’euros, en hausse par rapport au 30 juin 2018

principalement en raison (i) des gains enregistrés sur des cessions d’actifs (essentiellement liés à la cession de la

participation d’ENGIE dans Glow), (ii) de moindres pertes de valeurs comptabilisées sur le premier semestre 2019,

(iii) partiellement compensés par l’impact négatif de la variation de juste valeur des instruments financiers sur matières

premières.

Le RAO est impacté par :

• la variation de juste valeur des instruments financiers à caractère opérationnel qui a un impact négatif de

989 millions d’euros (correspondant aux opérations non qualifiées de couverture comptable), contre une incidence

positive de 520 millions d’euros au 30 juin 2018. L’impact de la période résulte principalement des effets prix

globalement négatifs sur ces positions et des effets nets négatifs liés au débouclement de positions dont la valeur

de marché était positive au 31 décembre 2018 ;

• des pertes de valeurs nettes de 242 millions d’euros (contre 752 millions d’euros au 30 juin 2018) portant

essentiellement sur plusieurs centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas en cours de cession et sur des

actifs de production d’électricité d’origine thermique en Amérique Latine (cf. Note 6.1.2) ;

• des charges de restructuration de 77 millions d’euros (contre 50 millions d’euros au 30 juin 2018) comprenant

principalement des coûts liés à des fermetures d’entités et de sites ;

• des «Effets de périmètre» qui s’élèvent à +1 584 millions d’euros comprenant le résultat relatif à la cession de la

participation d’ENGIE dans Glow ;

• des «Autres éléments non récurrents» pour un montant de -44 millions d’euros.

Le résultat financier s’élève à -719 millions d’euros au 30 juin 2019 contre -680 millions d’euros au 30 juin 2018

(cf. Note 7).

La charge d’impôt au 30 juin 2019 s’établit à -221 millions d’euros (contre -655 millions d’euros au 30 juin 2018). Elle

comprend un produit d'impôt de 408 millions d'euros à caractère non récurrent (contre une charge d’impôt de 82 millions

d'euros au premier semestre 2018) lié à l’impact négatif de la variation de juste valeur des instruments financiers à




caractère opérationnel. Par ailleurs la plus-value réalisée dans le cadre de la cession de la participation d’ENGIE dans

Glow ainsi que les pertes de valeur comptabilisées en 2019 et 2018 sont globalement exonérées d'impôt. Retraité de ces

éléments non récurrents, le taux effectif d'impôt courant s'établit à 27,6% au premier semestre 2019 contre 25,3% au

premier semestre 2018.

Le résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’établit à

+373 millions d’euros, contre +262 millions d’euros au 30 juin 2018. Cette variation résulte principalement d’une baisse

des pertes de valeurs comptabilisées au premier semestre 2019 par rapport au premier semestre 2018.


4 ÉVOLUTION DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET



L’endettement financier net s’établit à 26,1 milliards d’euros, en hausse de 2,8 milliards d’euros par rapport à fin

décembre 2018. Cette hausse est principalement due (i) aux investissements de la période (5,5 milliards d’euros (1),

incluant notamment 1,5 milliard d’euros au titre de l’acquisition de TAG au Brésil), (ii) aux versements de dividendes aux

actionnaires d’ENGIE SA (1,8 milliard d’euros) et aux participations ne donnant pas le contrôle (0,3 milliard d’euros) et (iii)

à d’autres éléments (0,4 milliard d’euros), principalement liés aux effets de change, aux nouveaux droits d’utilisation de

biens pris en location et aux variations de valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments sont

partiellement compensés (i) par la génération de cash-flow des opérations (2,7 milliards d’euros) et (ii) par les effets du

programme de rotation de portefeuille (2,7 milliards d’euros, principalement liés à la finalisation de la cession de la

participation dans Glow).

Les mouvements relatifs à l’endettement financier net sont les suivants :


(1) CAPEX nets des produits de cession dans le cadre des activités DBSO.

(2) Hors produits de cession dans le cadre des activités DBSO.

(3) Cf. Note 10.5 «Titres super-subordonnés».

(1) Net des cessions dans le cadre du schéma DBSO.

21 102

2 167

23 268

2 6851 883

2 7362 196

17

37451

26 051

2 369

191

1 094

Inv estissements de croissance : 4 252

Investissements de dévelopment (nets de DBSO)

Investissements financiers

Variation des placements effectués par Synatom

Investissements de maintenance




Le ratio dette nette sur EBITDA s’établit au 30 juin 2019 à 2,68 :

En millions d'euros 30 juin 2019 1er janv. 2019 y

compris IFRS 16

Endettement financier net 26 051 23 268

EBITDA (sur 12 mois glissants) 9 735 9 702

RATIO DETTE NETTE/EBITDA 2,68 2,40

Le ratio dette nette économique sur EBITDA s’établit au 30 juin 2019 à 4,00 :

En millions d'euros 30 juin 2019 1er janv. 2019 y

compris IFRS 16

Dette nette économique 38 896 35 127

EBITDA (sur 12 mois glissants) 9 735 9 702

RATIO DETTE NETTE ÉCONOMIQUE/EBITDA 4,00 3,62

4.1 Cash-flow des opérations (CFFO)

Le cash flow des opérations (CFFO) s’établit à 2,7 milliards d’euros, en recul de 0,8 milliard d’euros. Cette évolution

s’explique principalement par la variation temporaire du besoin en fonds de roulement (-1,1 milliard d’euros) liée aux appels

de marge sur produits dérivés et à la variation de la valeur de marché des instruments financiers dérivés. Ces éléments

sont partiellement compensés par l’augmentation des flux de trésorerie opérationnels (0,2 milliard d’euros) et par de

moindres décaissements d’impôts (0,1 milliard d’euros).

4.2 Investissements nets

Les investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) s’élèvent à 5 536 millions d’euros et se détaillent

comme suit par secteurs :





Les investissements de croissance s’élèvent à 4 251 millions d’euros et se détaillent comme suit par Business Line :

(1) Net des cessions dans le cadre des activités DBSO, hors Corporate, Synatom réaffecté aux investissements de maintenance.

La matrice géographies/Business Lines se détaille comme suit :

En millions d'euros


TOTAL au 30 juin

2019

France 234 725 284 ‐ ‐ 74 ‐ 1 317

Reste de l'Europe 249 36 36 79 397 38 ‐ 835

Amérique Latine 16 1 572 418 196 ‐ 3 ‐ 2 206

États-Unis & Canada 96 ‐ 393 2 ‐ 32 ‐ 522


Autres 113 ‐ 47 ‐ ‐ 22 177 358

TOTAL CAPEX 775 2 336 1 364 292 397 196 177 5 537

En millions d'euros


TOTAL au 30 juin 2018 y

compris IFRS 16

France 171 732 182 ‐ ‐ 69 ‐ 1 154

Reste de l'Europe 172 31 24 57 385 38 ‐ 708

Amérique Latine 25 29 357 272 ‐ 2 ‐ 684

États-Unis & Canada 256 ‐ 201 1 ‐ 18 1 478


Autres 76 ‐ 7 ‐ ‐ 5 143 231

TOTAL CAPEX 769 795 890 417 385 185 145 3 585

Les investissements nets de la période s’élèvent à 3 072 millions d’euros et comprennent :

• des investissements de croissance pour 4 251 millions d’euros. Ceux-ci proviennent principalement (i) de

l’acquisition au Brésil d’une participation de 90% en consortium avec la Caisse de Dépôt et Placement du Québec

(CDPQ) dans la société Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) dans les Infrastructures

(1 544 millions d’euros) et en Allemagne de la société d’installations et de services OTTO Luft-und Klimatechnik

GmbH & Co (149 millions d’euros) dans les Solutions Clients et, (ii) de développements de projets de fluidification

et de développement du réseau de distribution et de transport de gaz en France (323 millions d’euros) dans les

Infrastructures, (iii) d’investissements dans les activités Renouvelables réalisés dans le cadre du développement

Investissements de dévelopment (nets de DBSO)

Investissements financiers

Variation des placements effectués par Synatom

Investissements de maintenance

Principaux projets

Solutions clients ~ 0,6

NECST – Acquisition de OTTO Luft-und Klimatechnik GmbH & Co ~ 0,2

Amérique du Nord - Acquisition de Genbright & Systecon ~ 0,1

GEM & E&C – Acquisition de Certinergy ~ 0,1

Réseaux ~ 1,9

Acquisition de TAG ~ 1,5

GRDF ~ 0,2

Renouvelables ~ 1,3

Amérique du Nord - Infinity ~ 0,4

Amérique Latine - Solaire Mexique ~ 0,2

Brésil – Umburanas, Campo Largo & Jirau ~ 0,2

France Renouvelables, yc. acquisition de Vol-V ~ 0,2

MESCAT – Kadapa ~ 0,1




de champs éoliens et photovoltaïques aux États-Unis (396 millions d’euros), au Brésil (246 millions d’euros), au

Mexique (212 millions d’euros) et en Inde (116 millions d’euros) ;

• des investissements de maintenance bruts pour 1 094 millions d’euros ;

• de l’augmentation de 191 millions d’euros des placements effectués par Synatom ;

• des nouveaux droits d’utilisation enregistrés sur la période (235 millions d’euros) ;

• des effets de périmètre de l’exercice liés aux acquisitions et aux cessions d’entités pour 37 millions d’euros ; et

• des cessions (1) représentant un montant de 2 736 millions d’euros et portant principalement sur la cession par le

Groupe de sa participation dans la société Glow en Thaïlande.

4.3 Dividendes et mouvements sur actions propres

Les dividendes et mouvements sur actions propres s’élèvent à 2 196 millions d’euros et comprennent :

• les dividendes versés par ENGIE SA à ses actionnaires pour 1 833 millions d’euros ; ce montant correspondant

au solde du dividende au titre de 2018 (soit 0,75 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire

et 0,86 euro par action pour les actions bénéficiant du dividende majoré) versé en mai 2019 ;

• les dividendes versés par diverses filiales à leurs participations ne donnant pas le contrôle pour

281 millions d’euros, le paiement des coupons de la dette hybride pour 82 millions d’euros et des mouvements sur

actions propres.

4.4 Endettement financier net au 30 juin 2019

Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de change, l’endettement financier net est libellé à 74% en

euros et 13% en dollars américains au 30 juin 2019.

L’endettement financier net est libellé à 73% à taux fixe, après prise en compte des instruments financiers.

La maturité moyenne de l’endettement financier net est de 10,3 ans.

Au 30 juin 2019, le Groupe a un total de lignes de crédit confirmées non tirées de 13,2 milliards d’euros.

(1) Hors produits de cession dans le cadre des activités DBSO.


5 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE


5 AUTRES POSTES DE L’ÉTAT DE SITUATION

FINANCIÈRE

En millions d'euros 30 juin 2019 1er janvier 2019 y compris IFRS 16 Variation nette

Actifs non courants 96 586 93 818 2 771

Dont goodwill 18 238 17 809 429

Dont immobilisations corporelles et incorporelles nettes 58 238 57 776 462

Dont participations dans les entreprises mises en équivalence 9 051 7 846 1 204

Actifs courants 51 835 61 994 (10 162)

Dont actifs classés comme détenus en vue de la vente 1 168 3 809 (2 640)

Capitaux propres 39 421 40 930 (1 509)

Provisions 22 691 21 512 1 179

Dettes financières 36 988 34 345 2 643

Autres passifs 49 321 59 024 (9 704)

Dont passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente 737 2 141 (1 404)

Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) s’établissent à 58,2 milliards d’euros, en hausse de

0,5 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2018. Cette variation résulte pour l’essentiel des acquisitions et

développements de la période (+3,2 milliard d’euros), des écarts de conversion (+0,1 milliard d’euros), partiellement

compensés par des amortissements (-2,2 milliards d’euros), le classement des centrales à charbon en Allemagne et aux

Pays-Bas en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» (-0,3 milliard d’euros), des cessions

(-0,1 milliard d’euros) et des pertes de valeurs (-0,1 milliard d’euros).

Les goodwill s’établissent à 18,2 milliards d’euros en hausse de 0,4 milliard d’euros essentiellement à la suite des

acquisitions réalisées par les BU Amérique du nord, France Renouvelables, GEM et Autres, compensées notamment par

les pertes de valeurs comptabilisées portant sur l’intégralité du goodwill alloué aux «Actifs destinés à être cédés» relatifs

à la cession en cours de plusieurs centrales au charbon en Allemagne et aux Pays-Bas (cf. Note 2.2).

Les capitaux propres totaux s’établissent à 39,4 milliards d’euros, en baisse de -1,5 milliard d’euros par rapport au

31 décembre 2018. Cette diminution provient essentiellement du versement de dividendes en numéraire

(-2,1 milliards d’euros, dont 1,8 milliard d’euros de dividendes versés par ENGIE SA à ses actionnaires et

0,3 milliard d’euros versés à des participations ne donnant pas le contrôle), des autres éléments du résultat global

(-1,4 milliard d’euros) et l’effet de la déconsolidation de Glow suite à sa cession (-0,5 milliard d’euros), partiellement

compensés par le résultat net de la période (+2,5 milliards d’euros).

Les provisions s’élèvent à 22,7 milliards d’euros, en hausse de 1,2 milliard d’euros par rapport au 31 décembre 2018.

Cette augmentation provient principalement des pertes actuarielles sur les provisions pour avantages postérieurs à

l'emploi et autres avantages long terme (+1,1 milliard d’euros) en raison de la baisse des taux d’actualisation sur la période

(cf. Note 12).

Les actifs et passifs classés sur les lignes «Actifs classés comme étant détenus en vue de la vente» et «Passifs

directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» se composent au 30 juin 2019 d’une partie

des parcs solaires de la société Langa en France, d’actifs dans les énergies renouvelables au Mexique et des centrales à

charbon en Allemagne et aux Pays-Bas, et au 31 décembre 2018 des activités de Glow en Thaïlande, d’une partie des

parcs solaires de la société Langa en France, et d’actifs dans les énergies renouvelables au Mexique (cf. Note 2.2).


6 AJUSTEMENT DE L’INFORMATION COMPARATIVE



Les éléments précédemment publiés au titre de 2018 et présentés ci-avant ont été ajustés afin de les rendre comparables

aux chiffres 2019 qui ont fait l’objet de l’application de la norme IFRS 16 – Contrats de location (cf. Note 1 «Référentiel et

méthodes comptables»).

Ces ajustements, portant sur le compte de résultat et sur certains indicateurs clés du Groupe, sont les suivants :

En millions d'euros 30 juin 2018 publié IFRS 16 30 juin 2018 y

compris IFRS 16

Compte de résultat

Chiffre d'affaires sur contrats commerciaux 27 998 ‐ 27 998

Chiffre d'affaires sur autres contrats 2 184 ‐ 2 184

CHIFFRE D'AFFAIRES 30 182 ‐ 30 182

Achats (15 632) ‐ (15 632)

Charges de personnel (5 320) ‐ (5 320)

Amortissements, dépréciations et provisions (1 841) (213) (2 054)

Autres charges opérationnelles (5 226) 223 (5 002)

Autres produits opérationnels 690 ‐ 690

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT 2 852 10 2 862

Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 209 ‐ 209

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 3 061 10 3 072

MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 520 ‐ 520

Pertes de valeur (752) ‐ (752)

Restructurations (50) ‐ (50)

Effets de périmètre (102) ‐ (102)

Autres éléments non récurrents (13) ‐ (13)

RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 2 665 10 2 675

RÉSULTAT FINANCIER (665) (16) (680)

Impôt sur les bénéfices (657) 2 (655)

RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES 1 344 (4) 1 340

RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES (119) (6) (124)

RÉSULTAT NET 1 225 (9) 1 215

Résultat net part du Groupe 938 (9) 929

dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe 1 081 (3) 1 077

dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe (142) (6) (148)

Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 287 ‐ 286

dont Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 263 ‐ 262

dont Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 24 ‐ 24

RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) 0,36 (0,01) 0,35

dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action 0,42 (0,01) 0,41

dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action (0,06) (0,00) (0,06)

RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) 0,36 (0,01) 0,35

dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action dilué 0,41 (0,00) 0,41

dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action dilué (0,06) (0,00) (0,06)

EBITDA 5 065 223 5 288

RÉSULTAT NET RÉCURRENT 1 931 (9) 1 922

RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE 1 468 (9) 1 459

RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES PART DU GROUPE

1 494 (3) 1 491

Flux de trésorerie

CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO) 3 263 219 3 482

En millions d'euros

31 déc. 2018 publié IFRS 16

1er janv. 2019 y compris IFRS 16 &

IFRIC 23

État de la situation financière

DETTE NETTE 21 102 2 167 23 268

DETTE NETTE ÉCONOMIQUE 35 590 78 35 668

CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS 51 412 2 156 53 568




Les modalités d’application de la norme IFRS 16 et ses incidences sur l’état de la situation financière au 1er janvier 2019

sont présentées dans la Note 1 «Référentiel et méthodes comptables».


7 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES


7 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

Les transactions avec des parties liées décrites dans la Note 25 des Notes aux comptes des états financiers consolidés

au 31 décembre 2018 n’ont pas connu d’évolution significative à fin juin 2019.


8 DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS


8 DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET

INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS

La section «Facteurs de risque et contrôle» (Chapitre 2) du Document de Référence 2018 contient une description détaillée

des facteurs de risque auxquels le Groupe est exposé.

Les évolutions sur le semestre des risques liés aux instruments financiers et aux litiges auxquels le Groupe est exposé,

sont présentées respectivement dans les Notes 11 et 13 des états financiers consolidés condensés du premier semestre

2019.

Les risques et incertitudes relatifs à la valeur comptable des goodwill, immobilisations incorporelles et corporelles sont

présentés dans la Note 9 des états financiers consolidés condensés du premier semestre 2019 et dans les Notes 14, 15

et 16 des états financiers consolidés au 31 décembre 2018.

Les risques et incertitudes liés aux obligations relatives aux installations de production nucléaire sont présentés dans la

Note 12.1 des états financiers consolidés condensés du premier semestre 2019 et dans la Note 20.2 des états financiers

consolidés au 31 décembre 2018.

A l’exception de ces points et de ceux mentionnés dans la section 1.1.6 «Objectifs financiers 2019», il n’est pas anticipé

de risques ou incertitudes significatifs.


02 ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS COMPTE DE RÉSULTAT ..................................................................................................................................................... 34

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL ........................................................................................................................................... 35

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE ............................................................................................................................. 36

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES .................................................................................................... 38

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE ...................................................................................................................................... 40

ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

COMPTE DE RÉSULTAT

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2019

34

COMPTE DE RÉSULTAT

En millions d'euros Notes 30 juin 2019 30 juin 2018 (1)

Chiffre d'affaires sur contrats commerciaux 5 30 106 27 998

Chiffre d'affaires sur autres contrats 5 2 872 2 184

CHIFFRE D'AFFAIRES 4.2 & 5 32 978 30 182

Achats (17 574) (15 632)

Charges de personnel (5 751) (5 320)

Amortissements, dépréciations et provisions (2 126) (1 841)

Autres charges opérationnelles (5 479) (5 226)

Autres produits opérationnels 841 690

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT 2 890 2 852

Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence 4.2 276 209

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 4.2 3 166 3 061

MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 6.1 (989) 520

Pertes de valeur 6.2 (242) (752)

Restructurations 6.3 (77) (50)

Effets de périmètre 6.4 1 584 (102)


RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 6 3 397 2 665

Charges financières (1 069) (1 038)

Produits financiers 350 373

RÉSULTAT FINANCIER 7 (719) (665)

Impôt sur les bénéfices 8 (221) (657)


RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES ‐ (119)

RÉSULTAT NET 2 457 1 225

Résultat net part du Groupe 2 084 938

Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe 2 084 1 081

Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe ‐ (142)

Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle 373 287

Dont Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 373 263

Dont Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle ‐ 24

RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) 0,82 0,36

Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action 0,82 0,42

Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action ‐ (0,06)

RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) 0,82 0,36

Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action dilué 0,82 0,41

Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action dilué ‐ (0,06)

(1) Données publiées au 30 juin 2018, non retraitées du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16 (cf. Note 1 «Référentiel et


NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d’euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à

un écart non significatif au niveau des totaux.


ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL


35

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

En millions d'euros Notes 30 juin 2019

30 juin 2019 Quote-part du

Groupe

30 juin 2019 Quote-part des

participations ne donnant

pas le contrôle 30 juin 2018 (1)

30 juin 2018 Quote-part du

Groupe (1)

30 juin 2018 Quote-part des

participations ne donnant

pas le contrôle (1)

RÉSULTAT NET 2 457 2 084 373 1 225 938 287

Instruments de dette 10.1 33 33 ‐ 38 38 ‐

Couverture d'investissement net 59 59 ‐ 34 34 ‐

Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières) (435) (431) (5) (114) (125) 11

Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières) (81) (116) 35 64 63 1

Impôts différés sur éléments ci-dessus 192 203 (11) 33 34 (2)

Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, nette d'impôt (154) (153) ‐ 148 148 ‐

Écarts de conversion (153) (64) (88) (196) (196) 1

Éléments recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts ‐ ‐ ‐ 279 282 (3)

TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES (539) (469) (69) 286 277 8

Instruments de capitaux propres 10.1 52 52 ‐ (2) (2) ‐

Pertes et gains actuariels (1 149) (1 083) (66) (395) (375) (20)

Impôts différés sur éléments ci-dessus 266 256 10 108 96 13

Quote-part des entreprises mises en équivalence sur pertes et gains actuariels, nette d'impôt (29) (29) ‐ 3 1 2

Éléments non recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts ‐ ‐ ‐ (4) (2) (2)

TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES (860) (804) (56) (290) (282) (8)

RÉSULTAT GLOBAL 1 058 811 248 1 221 934 287






ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE


36


ACTIF

En millions d'euros Notes 30 juin 2019 31 déc. 2018 (1)

Actifs non courants

Goodwill 9 18 238 17 809

Immobilisations incorporelles nettes 9 6 753 6 718

Immobilisations corporelles nettes 9 51 485 48 917

Autres actifs financiers 10.1 7 270 6 193

Instruments financiers dérivés 10.1 2 449 2 693

Participations dans les entreprises mises en équivalence 9 051 7 846

Autres actifs non courants 450 474

Actifs d’impôt différé 891 1 066

TOTAL ACTIFS NON COURANTS 96 586 91 716

Actifs courants

Autres actifs financiers 10.1 2 625 2 290


Créances commerciales et autres débiteurs 5.2 12 151 15 613

Actifs de contrats 5.2 7 485 7 411

Stocks 3 227 4 158

Autres actifs courants 7 399 9 337

Trésorerie et équivalents de trésorerie 10.1 7 995 8 700

Actifs classés comme détenus en vue de la vente 2.2 1 168 3 798

TOTAL ACTIFS COURANTS 51 835 61 986

TOTAL ACTIF 148 421 153 702

(1) Données publiées au 31 décembre 2018, non retraitées du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16 et de l’interprétation

IFRIC 23 (cf. Note 1 «Référentiel et méthodes comptables»).






37

PASSIF


Capitaux propres part du Groupe 34 502 35 551

Participations ne donnant pas le contrôle 4 919 5 391

TOTAL CAPITAUX PROPRES 39 421 40 941

Passifs non courants

Provisions 12 20 532 19 194

Emprunts à long terme 10.2 28 083 26 434


Autres passifs financiers 10.2 49 46

Passifs de contrats 5.2 33 36

Autres passifs non courants 1 114 960

Passifs d’impôt différé 4 565 5 415

TOTAL PASSIFS NON COURANTS 57 807 54 869

Passifs courants

Provisions 12 2 160 2 620

Emprunts à court terme 10.2 8 905 5 745


Fournisseurs et autres créanciers 10.2 13 712 19 759

Passifs de contrats 5.2 3 688 3 598

Autres passifs courants 11 163 12 529

Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente 2.2 737 2 130

TOTAL PASSIFS COURANTS 51 193 57 891

TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 148 421 153 702






ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES


38


En millions d'euros

Nombre d'actions Capital Primes

Réserves conso- lidées

Titres super-

subordon- nés à durée

indéter- minée

Varia- tions de

juste valeur

et autres

Écarts de

conversion

Actions propres

Capitaux propres part du Groupe

Partici- pations

ne donnant

pas le contrôle Total

CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2017 2 435 285 011 2 435 32 506 1 455 3 129 (915) (1 088) (883) 36 639 5 938 42 577

Impact IFRS 9 & 15 (1) ‐ ‐ (122) ‐ (270) 36 ‐ (357) (99) (455)

Reclassements des primes et coupons (2) ‐ ‐ (570) 570 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

CAPITAUX PROPRES AU 1er JANVIER 2018 (1) (2) 2 435 285 011 2 435 32 506 763 3 699 (1 184) (1 053) (883) 36 282 5 840 42 122

Résultat net 938 938 287 1 225

Autres éléments du résultat global

(282) 382 (104) (4) ‐ (4)

RÉSULTAT GLOBAL 656 ‐ 382 (104) ‐ 934 287 1 221

Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions 45 45 ‐ 45

Dividendes distribués en numéraire (3) (847) (847) (587) (1 434)

Achat/vente d'actions propres (103) 102 (1) ‐ (1)

Emission de titres super-subordonnés à durée indéterminée (2) (11) 1 000 989 ‐ 989

Reclassement en dette et remboursement de titres super-subordonnés (2) (21) (600) (621) (621)

Coupons des titres super-subordonnés (88) (88) (88)

Transactions entre actionnaires (25) (25) 14 (10)

Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le contrôle (4) ‐ ‐ (360) (360)

Augmentations et réductions de capital souscrites par les participations ne donnant pas le contrôle ‐ ‐ 14 14

Autres variations 6 ‐ (1) 5 (4) 1

CAPITAUX PROPRES AU 30 JUIN 2018 (5) 2 435 285 011 2 435 32 506 374 4 099 (803) (1 157) (780) 36 673 5 204 41 877

(1) Les données comparatives au 1er janvier 2018 ont été retraitées du fait de l’entrée en application des normes IFRS 9 et IFRS 15

(cf. Note 2 «Retraitement de l’information comparative» des états financiers consolidés au 31 décembre 2018).

(2) Pour des raisons de clarté, il a été décidé de présenter dorénavant la valeur des titres super-subordonnés en valeur nominale alors

qu’ils étaient précédemment inscrits sous déduction des primes et coupons. Ce changement est sans impact sur les capitaux

propres. Les opérations de la période sont commentées dans la Note 8.5 «Titres super-subordonnés» des états financiers

consolidés condensés semestriels au 30 juin 2018.

(3) L’Assemblée Générale du 18 mai 2018 a décidé la distribution d’un dividende de 0,70 euro par action au titre de l’exercice 2017.

Conformément à l’article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,07 euro par action, a été attribuée aux actions

inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2017, et qui sont restées inscrites sans interruption

sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu’à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter,

pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital.

Un acompte de 0,35 euro par action ayant été payé en numéraire le 13 octobre 2017 pour un montant de 836 millions d’euros, le

Groupe a réglé en numéraire le 24 mai 2018, pour un montant de 847 millions d’euros, le solde du dividende de 0,35 euro par action

pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi que le solde du dividende de 0,42 euro par action pour les actions

bénéficiant du dividende majoré.

(4) Concerne essentiellement la déconsolidation d’ENGIE E&P International suite à sa cession (cf. Note 5.1.2 «Cession des activités

d’exploration-production» des états financiers consolidés au 31 décembre 2018).








39

En millions d'euros

Nombre d'actions Capital Primes

Réserves conso- lidées

Titres super-

subordon- nés à durée

indéter- minée

Varia- tions de

juste valeur

et autres

Écarts de

conversion

Actions propres

Capitaux propres part du Groupe

Partici- pations

ne donnant

pas le contrôle Total

CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2018 (1) 2 435 285 011 2 435 32 565 (590) 3 750 (1 019) (1 130) (460) 35 551 5 391 40 941

Impact IFRS 16 (cf. Note 1) (7) ‐ ‐ ‐ ‐ (7) (4) (11)

CAPITAUX PROPRES AU 1er JANVIER 2019 y compris IFRS 16 2 435 285 011 2 435 32 565 (597) 3 750 (1 019) (1 130) (460) 35 544 5 386 40 930

Résultat net 2 084 ‐ ‐ ‐ ‐ 2 084 373 2 457

Autres éléments du résultat global (804) ‐ (405) (64) ‐ (1 273) (126) (1 399)

RÉSULTAT GLOBAL 1 280 ‐ (405) (64) ‐ 811 248 1 058

Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions ‐ ‐ 25 ‐ 25 ‐ 25

Dividendes distribués en numéraire (2) (1 096) (738) (1 833) (271) (2 105)

Achat/vente d'actions propres (34) ‐ ‐ ‐ 34 ‐ ‐

Titres super-subordonnés (3) (99) ‐ (99) (99)

Transactions entre actionnaires 56 56 6 62

Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le contrôle (4) (446) (446)

Augmentations et réductions de capital souscrites par des participations ne donnant pas le contrôle ‐ (11) (11)

Autres variations (1) ‐ ‐ (1) 8 7

CAPITAUX PROPRES AU 30 JUIN 2019 2 435 285 011 2 435 31 470 (108) 3 750 (1 424) (1 194) (426) 34 502 4 919 39 421

(1) Données publiées au 31 décembre 2018, non retraitées du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16

(cf. Note 1 «Référentiel et méthodes comptables»).

(2) L’Assemblée Générale du 17 mai 2019 a décidé la distribution d’un dividende unitaire de 1,12 euro par action au titre de l’exercice

2018. Il se compose d’un dividende ordinaire de 0,75 euro par action et d’un dividende exceptionnel de 0,37 euro par action.

Conformément à l’article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,11 euro par action, a été attribuée aux actions

inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2018, et qui sont restées inscrites sans interruption

sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu’à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter,

pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital.

Un acompte de 0,37 euro par action ayant été payé en numéraire le 12 octobre 2018 pour un montant de 892 millions d’euros, le

Groupe a réglé en numéraire le 23 mai 2019, pour un montant de 1 833 millions d’euros, le solde du dividende de 0,75 euro par

action pour les actions bénéficiant du dividende ordinaire, ainsi que le solde du dividende de 0,86 euro par action pour les actions

bénéficiant du dividende majoré.

(3) Les opérations de la période sont commentées dans la Note 10.5 «Titres super-subordonnés».

(4) Concerne essentiellement la déconsolidation de Glow suite à sa cession (cf. Note 2.1 «Cessions réalisées au cours du premier

semestre 2019»).




ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE


40

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE


RÉSULTAT NET 2 457 1 225

- Résultat net des activités non poursuivies ‐ (119)


- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (276) (209)

+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence 399 304

- Dotations nettes aux provisions, amortissements et dépréciations 2 258 2 360

- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents (1 570) 110

- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 989 (520)

- Autres éléments sans effet de trésorerie 5 54

- Charge d'impôt 221 657

- Résultat financier 719 661

Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt 5 202 4 760

+ Impôt décaissé (205) (291)

Variation du besoin en fonds de roulement (2 038) (968)

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES 2 959 3 501

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES ‐ 82

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 2 959 3 583

Investissements corporels et incorporels 3.5 (2 996) (2 603)

Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 3.5 (287) (432)

Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 3.5 (1 360) (133)

Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette 3.5 (646) (279)

Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles 62 80

Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés 2 406 791

Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 2 2

Cessions d'instruments de capitaux propres et de dette 110 44

Intérêts reçus d'actifs financiers 44 15

Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres 31 40

Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres 3.5 (124) (88)

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES (2 759) (2 562)

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES ‐ (155)

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT (2 759) (2 717)

Dividendes payés (2) (2 196) (1 428)

Remboursement de dettes financières (1 837) (4 348)

Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement (528) (190)

Intérêts financiers versés (395) (342)

Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie 46 35

Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts (64) (111)

Augmentation des dettes financières 4 100 4 225

Augmentation/diminution de capital (20) 15

Émission de titres super-subordonnés à durée indéterminée ‐ 989

Achat/vente de titres d'autocontrôle ‐ (1)

Changements de parts d’intérêts dans des entités contrôlées 3.5 ‐ (13)

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES (894) (1 168)

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES ‐ 1 020

FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT (894) (148)

Effet des variations de change et divers des activités poursuivies (11) (109)

Effet des variations de change et divers des activités non poursuivies ‐ (1)

TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE (705) 607

Reclassement de la trésorerie et equivalents de trésorerie des activités non poursuivies ‐ (1)

TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE 8 700 8 929

TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE 7 995 9 535



(2) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour

un montant de 82 millions d’euros au 30 juin 2019 (88 millions d’euros au 30 juin 2018).




03 NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS Note 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES ............................................................................................ 42

Note 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE ............................................................................................... 49

Note 3 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE ............................ 52

Note 4 INFORMATION SECTORIELLE ......................................................................................................................... 56

Note 5 VENTES ................................................................................................................................................................. 64

Note 6 DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE AU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES . 66

Note 7 RÉSULTAT FINANCIER ...................................................................................................................................... 68

Note 8 IMPÔTS .................................................................................................................................................................. 69

Note 9 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS ................................................................................................................. 70

Note 10 INSTRUMENTS FINANCIERS ........................................................................................................................... 71

Note 11 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS ...................................................................................... 76

Note 12 PROVISIONS ........................................................................................................................................................ 79

Note 13 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES ........................................................................................................................ 81

Note 14 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES ............................................................................................... 84

Note 15 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE ........................................................................................... 85

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS CONDENSÉS SEMESTRIELS

NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES


INFORMATIONS RELATIVES AU GROUPE ENGIE

ENGIE SA, société mère du Groupe, est une Société Anonyme à Conseil d’Administration soumise aux dispositions du

livre II du Code de Commerce, ainsi qu’à toutes les autres dispositions légales applicables aux sociétés commerciales

françaises. Elle a été constituée le 20 novembre 2004 pour une durée de 99 ans. Elle est régie par les dispositions légales

et réglementaires, en vigueur et à venir, applicables aux sociétés anonymes et par ses statuts.

Le siège du Groupe est domicilié au 1 place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie (France).

Les titres ENGIE sont cotés sur les Bourses de Paris, Bruxelles et Luxembourg.

En date du 29 juillet 2019, les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe au 30 juin 2019 ont été

présentés au Conseil d’Administration qui a autorisé leur publication.


1.1 Référentiel comptable

En application du règlement européen du 19 juillet 2002 sur les normes comptables internationales (IFRS), les états

financiers consolidés annuels du Groupe sont établis conformément aux IFRS publiées par l’IASB et adoptées par l’Union

européenne (1). Les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe, établis pour la période de six mois close

au 30 juin 2019, ont été préparés selon les dispositions de la norme IAS 34 – Information financière intermédiaire qui

permet de présenter une sélection de notes annexes. Les états financiers consolidés condensés intermédiaires n’incluent

dès lors pas toutes les notes et informations requises par les IFRS pour les états financiers consolidés annuels et doivent

donc être lus conjointement avec les états financiers consolidés de l’exercice 2018, sous réserve des particularités propres

à l’établissement des états financiers consolidés condensés intermédiaires décrites ci-après (voir 1.3).

Les principes comptables retenus pour l’élaboration des états financiers consolidés condensés intermédiaires sont

identiques à ceux retenus pour l’exercice clos au 31 décembre 2018 à l’exception des évolutions normatives reprises

ci-dessous en 1.1.1.

1.1.1 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables en 2019

1.1.1.1 IFRS 16 – Contrats de location et IFRIC 23 – Incertitude relative au traitement des

impôts sur le résultat

▪ IFRS 16 – Contrats de location

En janvier 2016, l’IASB a publié une nouvelle norme sur la comptabilisation des contrats de location. La norme

IFRS 16 – Contrats de location remplace la norme IAS 17 – Contrats de location ainsi que les interprétations

IFRIC 4 – Déterminer si un accord contient un contrat de location, SIC 15 – Avantages dans les contrats de location simple

et SIC 27 – Évaluation de la substance des transactions impliquant la forme juridique d’un contrat de location.

Le nouveau texte requiert, côté preneur, que tous les engagements de location, pour lesquels la norme n’a pas prévu

d’exemption en raison de leur courte durée et/ou de la faible valeur des actifs loués, soient inscrits au bilan, sans distinction

entre les contrats de location simple et les contrats de location-financement. Précédemment, seuls ces derniers contrats

(1) Référentiel disponible sur le site internet de la Commission européenne :

http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index.fr.htm.




étaient comptabilisés au bilan des preneurs. En conséquence, un montant représentant le droit d’utilisation de l’actif loué

pendant la durée du contrat doit être constaté à l’actif du bilan et une dette correspondant à l’obligation de paiement des

loyers fixes doit être reconnue au passif du bilan. Au compte de résultat, la charge d’amortissement du droit d’utilisation

de l’actif et la charge financière relative aux intérêts sur la dette de loyers se substituent en partie à la charge opérationnelle

constatée précédemment au titre des loyers. La présentation du tableau de flux de trésorerie est également impactée avec

une amélioration des flux issus des activités opérationnelles au détriment des flux de trésorerie liés aux opérations de

financement.

Côté bailleur, les principes comptables sont quasiment inchangés par rapport à IAS 17. Les bailleurs doivent continuer à

classer les contrats de location en tant que contrats de location simple ou contrats de location-financement en application

de principes similaires à ceux d’IAS 17. IFRS 16 n’a donc pas d’impact sur les contrats de location dans lesquels le Groupe

est bailleur.

Le Groupe a adopté la norme IFRS 16 – Contrats de location au 1er janvier 2019 et a appliqué la méthode rétrospective

modifiée. Conformément aux prescrits de cette méthode, l’information comparative n’a pas été retraitée et l’effet cumulatif

de l’application initiale a été comptabilisé en ajustement des capitaux propres d’ouverture de la période en cours.

Dans le cadre de la première application d’IFRS 16 au 1er janvier 2019, le Groupe a choisi d'utiliser les mesures de

simplification suivantes prévues dans les dispositions transitoires de la norme :

• ne pas réexaminer les contrats que le Groupe avait précédemment analysés en application d’IAS 17 et d’IFRIC 4

pour déterminer s’ils contenaient ou non un contrat de location (clause dite de «grand-fathering») ;

• imputer sur les droits d’utilisation les provisions pour contrats déficitaires comptabilisées dans l’état de situation

financière au 31 décembre 2018 (en lieu et place d’un test de perte de valeur) ;

• exclure les coûts directs initiaux de l'évaluation du droit d'utilisation ;

• appliquer un taux d'actualisation unique à un portefeuille de contrats de location présentant des caractéristiques

raisonnablement similaires ; et

• utiliser les connaissances acquises a posteriori, par exemple pour déterminer la durée d’un contrat de location,

lorsque ce contrat contient des options de prolongation ou de résiliation.

En revanche, le Groupe a fait le choix de ne pas exclure les contrats de location dont le terme se situe dans les 12 mois

suivant la date de transition.

L’appréciation de la durée d’un contrat, en ce compris l’appréciation du caractère raisonnable de l’exercice d’une option

de prolongation ou du non exercice d’une option de résiliation, a été effectuée sur une base individuelle. Après la transition,

cette évaluation fera l'objet d'un examen si un événement ou un changement de circonstances important, sous le contrôle

du preneur, se produit et est susceptible d’avoir une incidence sur cette évaluation. A noter que pour déterminer la période

exécutoire d’un contrat, le Groupe retient une définition large des pénalités et tient compte non seulement des pénalités

contractuelles à proprement parler, mais aussi des coûts annexes induits par une éventuelle résiliation.

Le Groupe applique les exemptions de comptabilisation prévues par la norme et ainsi ne reconnaît pas de droits

d’utilisation et de dettes de location pour les contrats d’une durée initiale inférieure ou égale à 12 mois («contrats de

location à court terme»), ni pour les contrats de location dont l’actif sous-jacent est de faible valeur («actifs de faible

valeur»). Les paiements associés à ces contrats sont comptabilisés linéairement en charges dans le compte de résultat.

Le Groupe n’applique pas les mesures de simplification permises par la norme relatives à l’approche portefeuille pour un

ensemble de contrats de location présentant des caractéristiques similaires, ni celle relative à la non séparation des

composantes location et service.

Les dettes de location ont été évaluées à la valeur actualisée des paiements des loyers restant dus, établie sur base du

taux d'emprunt marginal du preneur au 1er janvier 2019. Ce taux a été déterminé à partir du taux marginal d'emprunt du

Groupe, ajusté conformément à la norme IFRS 16 en tenant compte (i) de l'environnement économique des filiales, et en

particulier de leur risque de crédit, (ii) de la devise dans laquelle les contrats ont été conclus et (iii) de la durée résiduelle

de chaque contrat au 1er janvier 2019. La méthode développée pour calculer le taux d’emprunt marginal tient compte de

l’échéancier de paiement des loyers (méthode de la duration). Le taux d'emprunt marginal moyen pondéré appliqué aux

dettes de location au 1er janvier 2019 s’établit à 1,43%.




Les impacts, à la date de transition, des nouveaux actifs et passifs comptabilisés dans l’état de situation financière et

relatifs aux contrats de location pour lesquels le Groupe agit en tant que preneur, sont synthétisés ci-dessous :

En millions d'euros 1er janv. 2019

Droits d'utilisation présentés en Immobilisations corporelles 3 045

Contrats de location-financement reclassés en droits d'utilisation (905)

Autres actifs courants et non courants (31)

TOTAL ACTIF 2 110

TOTAL CAPITAUX PROPRES (11)

Dettes de location présentées en Emprunts à court et à long terme 2 167

Autres passifs courants et non courants (46)

TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 2 110

Les droits d’utilisation nouvellement comptabilisés concernent principalement les types d'actifs suivants :

En millions d'euros 1er janv. 2019

Immobilier 1 782

Véhicules 206

Autres 153

TOTAL 2 141

Par ailleurs, concernant les contrats de location précédemment classés comme contrats de location-financement, le

Groupe n'a pas modifié, à la date de la première application d’IFRS 16, et comme requis par la norme, la valeur comptable

des actifs et passifs sous-jacents telle qu’elle était précédemment reconnue sous IAS 17. Ces engagements ont été

reclassés en droits d'utilisation pour un montant net de 905 millions d'euros, principalement au titre de centrales électriques

en Amérique Latine.

Dans le compte de résultat consolidé, l’extourne des charges de location comptabilisées au titre des contrats de location

précédemment considérés comme des contrats de location simple a entraîné une augmentation de l'EBITDA, des

amortissements ainsi que des charges financières.

La différence entre (i) les engagements relatifs aux contrats de location simple selon IAS 17, dans lesquels ENGIE est

preneur, et présentés dans les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2018 (‘Information sur les contrats de

location simple – ENGIE preneur’) pour un montant de 2 087 millions d'euros et (ii) le passif reconnu au titre des contrats

de location sous IFRS 16 au 1er janvier 2019 pour un montant de 2 546 millions d'euros correspond à (i) des engagements

pour un montant de 380 millions d'euros au titre de contrats précédemment classés en location-financement et (ii) à un

effet actualisation à hauteur de 79 millions d'euros.

▪ IFRIC 23 – Incertitude relative au traitement des impôts sur le résultat

L’interprétation IFRIC 23 – Incertitude relative au traitement des impôts sur le résultat clarifie l’application des dispositions

de la norme IAS 12 - Impôts sur le résultat. Cette clarification s’applique aux aspects de comptabilisation et d’évaluation

de l’impôt sur le résultat dès lors qu’il existe une incertitude relative au traitement d’un élément, tant au niveau de la

détermination des bénéfices imposables (pertes fiscales déductibles), que des bases d'imposition, des déficits reportables,

des crédits d'impôt non utilisés ou des taux d'imposition.

Le Groupe a adopté l’interprétation IFRIC 23 – Incertitude relative au traitement des impôts sur le résultat au

1er janvier 2019, sans retraitement de l’information comparative. L’impact sur les états financiers consolidés du Groupe est

peu significatif.




▪ Incidences de l’application de la norme IFRS 16 et de l’interprétation IFRIC 23 sur l’état de situation

financière consolidé au 1er janvier 2019

Les impacts relatifs à la première application de la norme IFRS 16 et de l’interprétation IFRIC 23 sur l’état de situation

financière au 1er janvier 2019 sont présentés ci-dessous :

En millions d'euros 31 déc. 2018 publié IFRS 16 & IFRIC 23

1er janv. 2019 y compris IFRS 16 &

IFRIC 23

Actifs non courants

Goodwill 17 809 ‐ 17 809

Immobilisations incorporelles nettes 6 718 (7) 6 711

Immobilisations corporelles nettes 48 917 2 148 51 065

Autres actifs financiers 6 193 ‐ 6 193

Instruments financiers dérivés 2 693 ‐ 2 693

Participations dans les entreprises mises en équivalence 7 846 ‐ 7 846

Autres actifs non courants 474 (39) 435

Actifs d’impôt différé 1 066 ‐ 1 066

TOTAL ACTIFS NON COURANTS 91 716 2 102 93 818

Actifs courants

Autres actifs financiers 2 290 ‐ 2 290


Créances commerciales et autres débiteurs 15 613 ‐ 15 613

Actifs de contrats 7 411 ‐ 7 411

Stocks 4 158 ‐ 4 158

Autres actifs courants 9 337 (3) 9 334

Trésorerie et équivalents de trésorerie 8 700 ‐ 8 700

Actifs classés comme détenus en vue de la vente 3 798 11 3 809

TOTAL ACTIFS COURANTS 61 986 8 61 994

TOTAL ACTIF 153 702 2 110 155 812

Capitaux propres part du Groupe 35 551 (7) 35 544

Participations ne donnant pas le contrôle 5 391 (4) 5 386

TOTAL CAPITAUX PROPRES 40 941 (11) 40 930

Passifs non courants

Provisions 19 194 ‐ 19 194

Emprunts à long terme 26 434 1 777 28 211


Autres passifs financiers 46 ‐ 46

Passifs de contrats 36 ‐ 36

Autres passifs non courants 960 ‐ 960

Passifs d’impôt différé 5 415 (4) 5 410

TOTAL PASSIFS NON COURANTS 54 869 1 773 56 642

Passifs courants

Provisions 2 620 (301) 2 318

Emprunts à court terme 5 745 389 6 134


Fournisseurs et autres créanciers 19 759 ‐ 19 759

Passifs de contrats 3 598 ‐ 3 598

Autres passifs courants 12 529 249 12 778

Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente 2 130 11 2 141

TOTAL PASSIFS COURANTS 57 891 348 58 239

TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 153 702 2 110 155 812

1.1.1.2 Autres normes, amendements ou interprétations

Les autres amendements et interprétations applicables à partir de 2019 n’ont pas d’impact significatif sur les états

financiers consolidés du Groupe :

• Amendements IFRS 9 – Instruments financiers : Caractéristiques de remboursement anticipé avec rémunération

négative.




• Amendements IAS 28 – Participations dans des entreprises associées et des coentreprises : Intérêts à long terme

dans des entreprises associées et des coentreprises.

• Amendements IAS 19 – Avantages du personnel : Modification, réduction ou liquidation de régime.

• Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2015-2017.

1.1.1.3 Autres textes

Dans sa décision de mars 2019, l’IFRS Interpretation Committee (IFRIC) a conclu que, compte tenu des caractéristiques

d’un contrat portant sur l’achat ou la vente d’éléments non financiers, qualifié de dérivé au sens d’IFRS 9, et qui est réglé

par une livraison physique, un tel contrat doit être comptabilisé sur la même ligne du compte de résultat, tant pour les

variations de sa juste valeur, que pour les effets au moment de son dénouement physique.

Le Groupe est concerné par cette décision s’agissant des instruments financiers dérivés sur matières premières, électricité

et gaz notamment, qu’il utilise à des fins de couvertures économiques mais qui ne sont pas qualifiés comme tels au sens

des IFRS.

La pratique actuelle du Groupe est de présenter la variation de juste valeur (mark-to-market ou MtM) des dérivés sur

commodités, non qualifiés de négoce ou de couverture comptable au sens des IFRS, en-dessous de l’agrégat du Résultat

opérationnel courant après quote-part du résultat net des mises en équivalence (ROC). Au moment de leur dénouement

physique, les gains ou pertes sont reclassés en résultat opérationnel, dans la même rubrique que l’élément

économiquement couvert, permettant de présenter la performance opérationnelle des transactions concernées à leur

cours couvert.

Suite à cette décision, le Groupe prévoit d’adapter sa pratique comptable, sans impact sur le résultat net, ni sur les capitaux

propres, dès la clôture du 31 décembre 2019. Ce changement aura pour conséquence de présenter les variations de MtM

en ROC, ce qui devrait nécessiter une évolution des indicateurs de performance utilisés par le management pour le suivi

de la performance opérationnelle.

1.1.2 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables après 2019 et non

anticipés par le Groupe

• IFRS 17 – Contrats d’assurance (1).

• Amendements IFRS 3 – Regroupement d’entreprises : définition d’une activité (1).

• Amendements IAS 1 – Présentation des états financiers et IAS 8 – Méthodes comptables, changements

d’estimations comptables et erreurs : définition de la matérialité (1).

Les analyses des incidences de l’application de ces normes et amendements sont en cours.

1.2 Utilisation d’estimations et du jugement

L’évolution de l’environnement économique et financier a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques

et à intégrer une évaluation de ceux-ci dans l’évaluation des instruments financiers et les tests de perte de valeur. Cet

environnement et la volatilité importante des marchés ont été pris en considération par le Groupe dans les estimations

comme les business plans et les différents taux d’actualisation utilisés à la fois pour les tests de perte de valeur et les

calculs des provisions.

(1) Ces normes et amendements n’ayant pas encore été adoptés par l’Union européenne, il s’agit d’une traduction libre.




Les estimations comptables sont réalisées dans un contexte qui reste sensible aux évolutions des marchés de l’énergie

et dont les conséquences rendent difficiles l’appréhension des perspectives économiques à moyen terme.

1.2.1 Estimations

La préparation des états financiers nécessite l’utilisation d’estimations et d’hypothèses pour la détermination de la valeur

des actifs et des passifs, l’évaluation des aléas positifs et négatifs à la date de clôture, ainsi que les produits et charges

de l’exercice.

En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d’évaluation, le Groupe révise ses estimations sur la base

d’informations régulièrement mises à jour. Il est possible que les résultats futurs des opérations concernées diffèrent de

ces estimations.

Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l’établissement des états financiers portent principalement sur :

• l’évaluation à la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans le cadre d’un regroupement d’entreprises ;

• l’évaluation de la valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations corporelles et incorporelles ;

• l’évaluation des provisions et notamment les provisions pour traitement de l’aval du cycle du combustible nucléaire,

les provisions pour démantèlement des installations, les provisions pour litiges ainsi que les engagements de

retraite et assimilés ;

• les instruments financiers ;

• le chiffre d’affaires réalisé et non relevé, dit «en compteur» ;

• l’évaluation des déficits fiscaux reportables activés.

Des informations complémentaires sur le contenu de ces estimations sont présentées dans les Notes ad hoc des états

financiers consolidés au 31 décembre 2018.

1.2.2 Jugement

Outre l’utilisation d’estimations, la Direction du Groupe a fait usage de jugement pour définir le traitement comptable

adéquat de certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et interprétations IFRS en vigueur ne traitent

pas de manière précise des problématiques comptables concernées.

En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour l’évaluation de la nature du contrôle, déterminer si les accords

contiennent des contrats de location, la comptabilisation dans le chiffre d’affaires des coûts d’acheminement facturés aux

clients, l’identification des obligations de performance des contrats de ventes, les regroupements de secteurs

opérationnels à effectuer pour la présentation des secteurs reportables, de même que la détermination des «activités

normales», au regard d’IFRS 9, des contrats d’achat et de vente d’éléments non financiers (électricité, gaz, etc.).

Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l’état de situation financière les actifs courants et non

courants de même que passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été

considéré que le critère à retenir pour cette classification est le délai de réalisation de l’actif ou de règlement du passif : en

courant si ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s’il est supérieur à 12 mois.

1.3 Particularités propres à l’établissement des états financiers

intermédiaires

1.3.1 Saisonnalité des activités

Les activités du Groupe sont, par nature, des activités saisonnières mais les variations climatiques ont des effets plus

importants que la saisonnalité sur les différents indicateurs d’activité et de résultat opérationnel. En conséquence, les

résultats intermédiaires au 30 juin 2019 ne sont pas nécessairement indicatifs de ceux pouvant être attendus pour

l’ensemble de l’exercice 2019.




1.3.2 Impôt sur les bénéfices

Dans le cadre des arrêtés intermédiaires, la charge d’impôt (courante et différée) est calculée pour chaque entité fiscale

en appliquant au résultat taxable de la période, hors élément exceptionnel significatif, le taux effectif moyen annuel estimé

pour l’année en cours. Les éventuels éléments exceptionnels significatifs de la période sont comptabilisés avec leur charge

d’impôt réelle.

1.3.3 Retraites

Le coût des retraites pour une période intermédiaire est calculé sur la base des évaluations actuarielles réalisées à la fin

de l’exercice précédent. Ces évaluations sont le cas échéant ajustées pour tenir compte des réductions, liquidations ou

autres événements non récurrents importants survenus lors du semestre. Par ailleurs, les montants comptabilisés dans

l’état de situation financière au titre des régimes à prestations définies sont le cas échéant ajustés afin de tenir compte

des évolutions significatives ayant affecté le rendement des obligations émises par des entreprises de premier rang de la

zone concernée (référence utilisée pour la détermination des taux d’actualisation) et le rendement réel des actifs de

couverture.


NOTE 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE



2.1 Cessions réalisées au cours du premier semestre 2019

Dans le cadre de la présentation de sa stratégie 2019-2021, le Groupe a annoncé, le 28 février 2019, un programme de

cession d’actifs de 6 milliards d’euros visant notamment à poursuivre sa transformation.

Les incidences des principales cessions et accords de cessions du premier semestre 2019 sur l’endettement net du

Groupe, hors cessions partielles dans le cadre des activités DBSO (1), sont présentées dans le tableau ci-après :

En millions d'euros Prix de cession

Réduction de l'endettement financier net

Cession de la participation dans la société Glow - Thaïlande 2 591 2 470

Autres opérations de cession individuellement non significatives 338 264

TOTAL 2 929 2 734

Les cessions complémentaires en cours de finalisation au 30 juin 2019 sont présentées dans la Note 2.2 «Actifs destinés

à être cédés».

2.1.1 Cession de la participation d’ENGIE dans la société Glow (Thaïlande)

Le 14 mars 2019, le Groupe a finalisé la cession de sa participation de 69,1% dans Glow à Global Power Synergy Public

Company Ltd. (GPSC), après avoir reçu, le 8 mars 2019, l'approbation officielle de la Commission de Régulation de

l’Energie thaïlandaise. Cette transaction fait suite à un premier contrat signé entre ENGIE et GSPC en juin 2018.

Les effets conjugués de cette transaction et de la génération de trésorerie par ces activités depuis le 1er janvier 2019 se

sont traduits par une réduction de l’endettement financier net du Groupe de 2 470 millions d’euros. Le résultat de cession

avant impôts s’établit à 1 580 millions d’euros au 30 juin 2019.

2.2 Actifs destinés à être cédés

Au 30 juin 2019, le total des «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et le total des «Passifs directement liés

à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» s’élèvent respectivement à 1 168 et 737 millions d’euros.

En millions d'euros 30 juin 2019 31 déc. 2018 (1)

Immobilisations corporelles et incorporelles nettes 879 2 661

Autres actifs 289 1 137

TOTAL ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE 1 168 3 798

Dettes financières 330 1 019

Autres passifs 406 1 111

TOTAL PASSIFS DIRECTEMENT LIÉS À DES ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE 737 2 130



Les actifs classés en tant qu’«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2018 relatifs à la participation du Groupe

dans la société Glow (Thaïlande) ont été cédés au cours du premier semestre 2019 (cf. Note 2.1 «Cessions réalisées au

cours du premier semestre 2019»).

Les autres actifs classés en tant qu’«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2018 se rapportaient aux parcs solaires

en exploitation de la société Langa en France (cf. Note 2.2.1) et à des actifs dans les énergies renouvelables au Mexique,

(1) Develop, Build, Share and Operate, modèle utilisé dans les énergies renouvelables et reposant sur la rotation continue des capitaux

employés, dont les incidences des cessions sont enregistrées en Résultat opérationnel courant.




dont le processus de cession reste en cours à ce jour. S’y ajoutent au 30 juin 2019 les centrales à charbon aux Pays-Bas

et en Allemagne (cf. Note 2.2.2).

2.2.1 Projet de cession d’actifs de la société Langa

Le 21 décembre 2018, le Groupe a signé un accord avec Predica pour la cession de parcs solaires en exploitation et en

cours de construction détenus par Langa (segment France hors Infrastructures) à FEIH2 (joint venture détenue à 80% par

Predica et 20% par le Groupe ENGIE).

La finalisation de la transaction est attendue au quatrième trimestre 2019.

Compte tenu de la plus-value de cession attendue, aucun ajustement de valeur n’a été comptabilisé.

2.2.2 Projet de cession de centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas

Le 26 avril 2019, le Groupe a signé un accord avec le fonds d’investissement international spécialisé dans l’énergie

Riverstone Holdings LLC, portant sur la cession des centrales de Farge, Zolling et Wilhelmshaven en Allemagne et de

Rotterdam aux Pays-Bas, et dont la capacité totale installée est de 2 345 MW.

Cette cession est soumise aux conditions usuelles d’approbation, sa finalisation est attendue au second semestre 2019.

La transaction proposée se traduira par une réduction de l’endettement financier net d’ENGIE d’environ

0,2 milliard d’euros. Compte tenu du prix de cession, un ajustement de valeur de -140 millions d’euros principalement

imputé sur le goodwill alloué aux actifs destinés à être cédés a été enregistré dans les comptes au 30 juin 2019 sur la

ligne Pertes de valeur au sein du Résultat des activités opérationnelles (RAO).

2.3 Acquisitions réalisées au cours du premier semestre 2019

2.3.1 Acquisition d’une participation de 90% dans la société Transportadora Associada

de Gás S.A. (TAG) au Brésil

Début avril 2019, le consortium, composé d’ENGIE (32,5%), d’ENGIE Brasil Energia (32,5%) et de la Caisse de Dépôt et

Placement du Québec (CDPQ) (35%), a remporté la procédure d'appel d'offres engagée par Petrobras et portant sur

l'acquisition d'une participation de 90% dans la société Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) avec une offre finale

et engageante de 8,6 milliards de dollars américains.

ENGIE détient ainsi, directement et indirectement, une participation de 58,5% dans TAG, résultant en un intérêt net du

Groupe dans TAG à hauteur de 49,3%. Les autres actionnaires de TAG sont la Caisse de dépôt et placement du Québec

(CDPQ), qui détient 31,5% de son capital, ainsi que Petrobras qui conserve une participation de 10%.

Le prix d’acquisition s’élève à 8,6 milliards de dollars, financé à hauteur de 5,3 milliards de dollars par dette externe au

niveau du consortium, et à hauteur de 2,4 milliards de dollars par les actionnaires.

La finalisation de l’opération est intervenue le 13 juin 2019.

TAG est le plus grand propriétaire de réseau de transport de gaz naturel du Brésil, un pays clé pour la stratégie récemment

présentée d’ENGIE, et dont les actifs apporteront au Groupe des bénéfices contractuellement stables. Les actifs de TAG

comportent 4 500 kilomètres de gazoducs, soit 47% de l'ensemble des infrastructures gazières du pays.

Le Groupe exerce un contrôle conjoint sur TAG dans la mesure où les décisions sur les activités pertinentes, qui

comprennent notamment la préparation du budget et du plan à moyen terme, les investissements, l’exploitation et la

maintenance, etc., sont prises à une majorité nécessitant l’accord d’ENGIE et de CDPQ. En conséquence, cette

participation est consolidée par mise en équivalence. L’impact sur la dette nette du Groupe est de 1 544 millions d’euros.

L’allocation du prix d’acquisition de cette participation sera finalisée sur le second semestre.




2.3.2 Autres opérations du premier semestre 2019

Diverses acquisitions et prises de participations ont également été réalisées au cours du premier semestre 2019,

notamment avec les acquisitions de la société OTTO Luft-und Klimatechnik GmbH & Co opérant dans le domaine des

installations et des services de ventilation en Allemagne, de l’activité de maintenance nucléaire de SUEZ (ex-SRA

SAVAC), de la société Vol-V Biomasse présente sur l’ensemble de la chaîne de valeur du biométhane, de TIKO dans le

développement de systèmes intelligents de gestion de l’énergie pour le marché résidentiel, et de la prise de contrôle de

Cofely BESIX Facility Management (CBFM).


NOTE 3 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE


NOTE 3 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA

COMMUNICATION FINANCIÈRE

L’objet de cette note consiste à présenter les principaux indicateurs financiers non-GAAP utilisés par le Groupe ainsi que

leur réconciliation avec les agrégats des états financiers consolidés IFRS. Les données comparables au 30 juin et au

31 décembre 2018 présentées ci-dessous n’ont pas été retraitées du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16

(cf. Note 1 «Référentiel et méthodes comptables» (1)).

3.1 EBITDA

La réconciliation de l’EBITDA au résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en

équivalence s’explique comme suit :

En millions d'euros 30 juin 2019 30 juin 2018 (1)

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 3 166 3 061

Dotations nettes aux amortissements et autres 2 161 1 922

Paiements fondés sur des actions (IFRS 2) 25 55

Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence (31) 27

EBITDA 5 321 5 065

(1) Données publiées au 30 juin 2018, non retraitées du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16 (cf. Note 1 «Référentiel et méthodes comptables»).

3.2 Résultat net récurrent part du Groupe

Le résultat net récurrent part du Groupe est un indicateur financier utilisé par le Groupe dans sa communication financière

afin de présenter un résultat net part du Groupe ajusté des éléments présentant un caractère inhabituel, anormal ou peu

fréquent.

Cet indicateur financier exclut ainsi :

• l’ensemble des agrégats compris entre le «Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des

entreprises mises en équivalence» et le «Résultat des activités opérationnelles» (RAO) à savoir les rubriques

«MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel», «Pertes de valeur», «Restructurations», «Effets de

périmètre» et «Autres éléments non récurrents». Ces rubriques sont définies dans la Note 10 «Du résultat

opérationnel courant après quote-part du résultat des entreprises mises en équivalence au résultat des activités

opérationnelles» des états financiers consolidés au 31 décembre 2018.

• les composantes suivantes du résultat financier : l’effet des opérations de restructuration de la dette financière,

les soultes réglées sur dénouement anticipé d’instruments financiers dérivés nettes de l’extourne de la juste valeur

de ces dérivés débouclés par anticipation, les variations de juste valeur des instruments dérivés qui ne sont pas

qualifiés de couverture selon IFRS 9 – Instruments financiers, ainsi que la part inefficace des instruments

financiers dérivés qualifiés de couverture ;

• les effets impôts relatifs aux éléments décrits ci-dessus, déterminés en utilisant le taux d’impôt normatif applicable

à l’entité fiscale concernée ;

• la quote-part de résultat non récurrent comprise dans la rubrique «Quote-part du résultat net des entreprises mises

en équivalence». Les éléments éligibles à cet ajustement correspondent aux natures de retraitement présentées

ci-avant.

(1) Les données comparables y compris l’impact lié à l’application de la norme IFRS 16 sont présentées dans la section 1 de ce Rapport

Financier Semestriel 2019.




La réconciliation entre le résultat net part du Groupe et le résultat net récurrent part du Groupe est la suivante :


RÉSULTAT NET PART DU GROUPE 2 084 938

RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES, PART DU GROUPE ‐ (142)

RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE 2 084 1 081

Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 373 263

RÉSULTAT NET DES ACTIVITES POURSUIVIES 2 457 1 344

Rubriques du passage entre le «RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE» et le «RAO» (231) 397

MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel 6.1 989 (520)

Pertes de valeur 6.2 242 752

Restructurations 6.3 77 50

Effets de périmètre 6.4 (1 584) 102

Autres éléments non récurrents 44 13

Autres éléments retraités (328) 195

Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur 7 2 (1)

Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés 7 ‐ 17

Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture et inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de flux de trésorerie 7 146 71

Résultat non récurrent des instruments de dette et des instruments de capitaux propres 7 (36) ‐

Autres effets impôts retraités (408) 82

Part non récurrente de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (31) 27

RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES 1 898 1 935

Résultat net récurrent des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle 407 441

RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE 1 491 1 494

Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe ‐ (27)

RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE 1 491 1 468

(1) Données publiées au 30 juin 2018, non retraitées du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16 (cf. Note 1 «Référentiel et méthodes comptables»).




3.3 Capitaux engagés industriels

La réconciliation des capitaux engagés industriels aux rubriques de l’état de situation financière est la suivante :


(+) Immobilisations incorporelles et corporelles nettes 58 238 55 635

(+) Goodwill 18 238 17 809

(-) Goodwill Gaz de France - SUEZ et International Power (2) (7 625) (7 610)

(+) Créances IFRIC 4 et IFRIC 12 1 656 1 550

(+) Participations dans des entreprises mises en équivalence 9 051 7 846

(-) Goodwill International Power (2) (152) (151)

(+) Créances commerciales et autres débiteurs 12 151 15 613

(-) Appels de marge (2) (3) (1 654) (1 669)

(+) Stocks 3 227 4 158

(+) Actifs de contrats 7 485 7 411

(+) Autres actifs courants et non courants 7 849 9 811

(+) Impôts différés (3 675) (4 349)

(+) Neutralisation des impôts différés liés aux autres éléments recyclables de capitaux propres (2) (462) (247)

(-) Provisions (22 691) (21 813)

(+) Pertes et gains actuariels en capitaux propres (nets d'impôts différés) (2) 3 551 2 637

(-) Fournisseurs et autres créanciers (13 712) (19 759)

(+) Appels de marge (2) (3) 1 279 1 681

(-) Passifs de contrats (3 721) (3 634)

(-) Autres passifs courants et non courants (12 281) (13 507)

CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS 56 751 51 412



(2) Ces éléments sont retraités des rubriques de l'état de la situation financière pour le calcul des capitaux engagés industriels.

(3) Les appels de marges inclus dans les rubriques «Créances commerciales et autres débiteurs» et «Fournisseurs et autres

créanciers» correspondent aux avances reçues ou versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place aux fins de

gestion risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.

3.4 Cash flow des opérations (CFFO)

La réconciliation du cash flow des opérations (CFFO) aux rubriques de l’état de flux de trésorerie est la suivante :


Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt 5 202 4 760

Impôt décaissé (205) (291)

Variation du besoin en fonds de roulement (2 038) (968)

Intérêts reçus d'actifs financiers 44 15

Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres 31 40

Intérêts financiers versés (395) (342)

Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie 46 35

Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement (528) (190)

(+) Variation bilantaire des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement et autres 528 204

CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO) 2 685 3 263






3.5 Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX)

La réconciliation des investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) aux rubriques de l’état des flux de

trésorerie se détaille comme suit :


Investissements corporels et incorporels 2 996 2 603

Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 287 432

(+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis 138 42

Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes 1 360 133

Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette 646 279

Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres 124 88

(+) Autres 4 (5)

Changements de parts d'intérêts dans les entités contrôlées ‐ 13

(+) Paiements reçus au titre de cessions de participations ne donnant pas le contrôle ‐ ‐

(-) Impact des cessions réalisées dans le cadre des activités DBSO (2) (19)

TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX) 5 537 3 585



(2) Develop, Build, Share & Operate.

3.6 Endettement financier net

L’indicateur endettement financier net est présenté dans la Note 10.3 «Endettement financier net».

3.7 Dette nette économique

La dette nette économique s’établit comme suit :


ENDETTEMENT FINANCIER NET 10 26 051 21 102

Paiements futurs minimaux au titre des locations simples (2) 2 087

Provisions pour gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire 6 336 6 170

Provisions pour démantèlement des installations 6 100 6 081

Provisions pour reconstitution de sites 235 222

Avantages postérieurs à l'emploi - Retraites 2 611 1 970

(-) Sociétés régulées d'infrastuctures (98) 60

Avantages postérieurs à l'emploi - Droits à remboursement (167) (167)

Avantages postérieurs à l'emploi - Autres avantages 4 819 4 293

(-) Sociétés régulées d'infrastuctures (2 995) (2 572)

Impôts différés actifs sur engagements de retraite et assimilés (1 675) (1 374)

(-) Sociétés régulées d'infrastuctures 751 601

Actifs de couverture des provisions nucléaires, stock d'uranium et créance Electrabel envers EDF Belgium (3 073) (2 884)

DETTE NETTE ÉCONOMIQUE 38 896 35 590



(2) À compter du 1er janvier 2019 les engagements relatifs aux dettes de location sont directement inclus dans l’endettement financier

net suite à l’application de la norme IFRS 16.


NOTE 4 INFORMATION SECTORIELLE



4.1 Renforcement de l’organisation d’ENGIE

Au cours du premier semestre 2019, ENGIE a partagé son ambition de devenir le leader mondial de la transition zéro

carbone de ses clients et, pour accélérer la mise en œuvre de sa stratégie, annoncé le renforcement de son organisation.

Le Groupe maintient son organisation actuelle décentralisée reposant sur ses 24 Business Units (BUs) géographiques afin

de rester au plus près de ses clients et de promouvoir l'esprit d'initiative, et la renforce par la création de quatre

Global Business Lines (GBLs) : Solutions Clients, Infrastructures, Renouvelables et Thermique.

Ces GBLs ont vocation à soutenir les équipes locales et la performance transverse en proposant une stratégie inter-BUs

pour leur activité, en participant à la hiérarchisation de l'allocation des ressources entre les BUs, en identifiant et en pilotant

les principaux programmes transversaux numériques et d'excellence, en identifiant et en mettant en place les partenariats

mondiaux et en soutenant, mesurant et présentant la performance globale des activités. À ces GBLs Solutions Clients,

Infrastructures, Renouvelables et Thermique, s’ajoutent les activités de l’approvisionnement et du nucléaire pour constituer

les six grandes familles d’activités du Groupe, ou Business Lines (BLs).

L’organisation désormais matricielle du Groupe repose sur un axe primaire constitué des BUs et un axe secondaire

constitué des BLs.

4.2 Secteurs opérationnels et secteurs reportables

4.2.1 Définition des secteurs reportables

Conformément aux dispositions d’IFRS 8, la définition des secteurs opérationnels et reportables du Groupe a été revue à

l’aune des évolutions de son organisation ainsi que des modifications profondes des portefeuille d’activité des BUs à l’issue

du plan de transformation 2016-2018.

Chacune des BUs du Groupe correspond à un «secteur opérationnel» dont les performances opérationnelles et financières

sont régulièrement revues par le Comité Exécutif du Groupe qui demeure le «principal décideur opérationnel» au sens

d’IFRS 8. Le Groupe a procédé à de nouveaux regroupements des 24 BUs et présente désormais une information

sectorielle organisée autour de sept secteurs reportables reflétant les zones géographiques de l’activité du Groupe :

• un secteur reportable correspondant à un secteur opérationnel : États-Unis & Canada ;

• cinq secteurs reportables correspondant à des regroupements de secteurs opérationnels ;

FRANCE BtoB FRANCE BtoC

FRANCE RÉSEAUX FRANCE RENOUVELABLES

FRANCE HORS INFRASTRUCTURES

AMÉRIQUE LATINE

BENELUX GÉNÉRATION EUROPE

ROYAUME-UNI EUROPE DU NORD, DU SUD ET DE L’EST

ASIE-PACIFIQUE CHINE

AFRIQUE MOYEN-ORIENT, ASIE DU SUD ET CENTRALE ET TURQUIE

GRDF GRTgaz ELENGY

STORENGY

MOYEN-ORIENT, ASIE & AFRIQUE

INFRASTRUCTURES FRANCE

RESTE DE L’EUROPE

Secteurs opérationnels Secteurs reportables

AMÉRIQUE LATINE BRÉSIL

ÉTATS UNIS & CANADA AMÉRIQUE DU NORD




• Par ailleurs l’ensemble «Autres» comprend des secteurs opérationnels ne pouvant être regroupés (Global Energy

Management, Tractebel, GTT, Hydrogène, et Entreprises et Collectivités) du fait de la spécificité de leurs métiers

et de leurs marchés ou de leur profil de risque particulier ainsi que les activités holdings et corporate.

Pour effectuer ces analyses et aboutir aux regroupements de secteurs opérationnels présentés ci-avant, le Groupe a

exercé son jugement afin de déterminer si deux ou plusieurs secteurs opérationnels pouvaient être regroupés au sein d’un

même secteur reportable. Les principaux paramètres qui ont été examinés afin d’apprécier la similitude des

caractéristiques économiques sont les suivants :

• nature des activités et services ;

• environnement réglementaire ;

• environnements économiques dans lesquels opèrent les activités concernées (maturité du marché, perspectives

de croissance, risques politiques...) ;

• profils de risques des activités ;

• positionnement de ces activités dans la stratégie et le nouveau business model du Groupe.

Les jugements exercés par le Groupe qui ont conduit à effectuer les cinq regroupements mentionnés dans le schéma

ci-dessus sont les suivants :

• les secteurs opérationnels France BtoB, France BtoC, France Réseaux et France Énergie Renouvelables,

regroupent au sein du secteur reportable France hors Infrastructures les activités françaises dans l’aval des

métiers de l’énergie (prestations de services, distribution et commercialisation directe de gaz et d’électricité aux

clients BtoB, BtoT et BtoC), et la production d’énergies renouvelables de plus en plus décentralisée. Il s’agit

d’activités non régulées et complémentaires qui s’appuient sur un maillage territorial fort et visent notamment à

développer un ensemble d’offres combinées à destination des clients locaux : offres de services à l’énergie, de

moyens de production décentralisée et de contrats de fourniture de gaz et d’électricité combinés. Ces BUs opèrent

par ailleurs dans l’environnement de la loi de transition énergétique pour la croissance verte (LTECV) :

• les secteurs opérationnels GRDF, GRTgaz, Storengy et Elengy portent les activités d’infrastructures de gaz en

Europe (distribution, transport, stockage et terminaux méthaniers) ont été regroupés dans le secteur reportable

Infrastructures France, s’agissant d’activités régulées présentant des profils de risques et de marges similaires ;

• les secteurs opérationnels Benelux, Génération Europe, Royaume-Uni et Europe du Nord, du Sud et de l’Est ont

été regroupés au sein du secteur reportable Reste de l’Europe car ces BUs, qui représentent l’ensemble des

activités du Groupe dans le domaine de l'énergie en Europe hors de France, comprennent des mix d’activités

similaires (de la production à la fourniture d’énergie, en passant par la commercialisation et les services à l’énergie)

évoluant dans des marchés de l’énergie matures et en phase de transformation dans le cadre de la transition

énergétique avec un développement accru des énergies renouvelables et des solutions clients ;

• les secteurs opérationnels Amérique Latine et Brésil ont été regroupés au sein du secteur reportable Amérique

Latine car ces deux secteurs présentent des perspectives de croissance similaires, avec une part importante de

leur chiffre d’affaires générée par des ventes d’électricité dans le cadre de contrats à long terme ;

• les secteurs opérationnels Asie-Pacifique, Chine, Afrique et Moyen-Orient, Asie du Sud et Centrale et Turquie ont

été regroupés au sein du secteur reportable Moyen-Orient, Asie & Afrique car ces régions ont en commun

d’afficher d’importants besoins en matière de production d’énergie ; elles représentent à ce titre des perspectives

de croissance importantes pour le Groupe dans les métiers de l’énergie et de services à l’énergie, et évoluent

dans des marchés portés par la transition énergétique avec un développement accru des énergies renouvelables

et des solutions clients.

4.2.2 Description des secteurs reportables

• France hors Infrastructures : regroupe les activités de (i) la BU France BtoB : services et vente d’énergie pour

les bâtiments et l’industrie, les villes et territoires et les grandes infrastructures, (ii) la BU France BtoC :

commercialisation de l'énergie et des services associés auprès de clients particuliers et professionnels,

(iii) la BU France Renouvelables : développement, construction, financement, exploitation et maintenance de

l’ensemble des actifs de production d’électricité d’origine renouvelable en France, (iv) de la BU France Réseaux

qui conçoit, finance, construit et exploite des infrastructures décentralisées de production et de distribution

d’énergie (réseaux de chaud et froid).




• Infrastructures France : regroupe les BUs GRDF, GRTgaz, Elengy et Storengy, sociétés d’infrastructures

françaises qui exploitent des réseaux et installations de transport, de stockage et de distribution de gaz naturel

ainsi que des terminaux méthaniers, essentiellement en France ; elles commercialisent également les droits

d’accès des tiers à ces infrastructures.

• Reste de l’Europe : regroupe les activités de (i) la BU Benelux (activités du Groupe en Belgique, aux Pays-Bas

et au Luxembourg : production d’électricité à partir de son parc de centrales nucléaires et de capacités de

production renouvelables, commercialisation de gaz naturel et d’électricité et activités de services à l’énergie),

(ii) la BU Génération Europe qui regroupe les activités de production d’électricité d’origine thermique du Groupe

en Europe, (iii) la BU Royaume-Uni (gestion des actifs de production d’électricité d’origine renouvelable et du

portefeuille de distribution, fourniture de services et de solutions énergétiques,…), ainsi que de (iv) la BU Europe

du Nord, du Sud et de l'Est (commercialisation de gaz naturel et d’électricité et de services et solutions

énergétiques associés, exploitation d’actifs de production d’électricité d’origine renouvelable, gestion

d’infrastructures de distribution).

• Amérique Latine : regroupe les activités de (i) la BU Brésil et (ii) la BU Amérique Latine (Argentine, Chili, Mexique

et Pérou). Les filiales concernées interviennent sur les métiers de production centralisée d'électricité y compris

d’origine renouvelable, les métiers de la chaîne du gaz (y compris infrastructures) et les services à l’énergie.

• Etats-Unis & Canada : comprend les activités de production d’électricité, de services à l’énergie, et de

commercialisation d’électricité et de gaz naturel aux États-Unis, Canada et Porto Rico.

• Moyen-Orient, Asie & Afrique : regroupe les activités de (i) la BU Asie-Pacifique (Australie, Nouvelle-Zélande,

Thaïlande, Singapour et Indonésie), (ii) la BU Chine, (iii) la BU Afrique (principalement Maroc et Afrique du Sud)

et (iv) la BU Moyen-Orient, Asie du Sud et Centrale et Turquie (incluant l’Inde et le Pakistan). Dans cet ensemble,

le Groupe est à la fois présent sur des activités de production et commercialisation d’électricité, les métiers de

distribution et de commercialisation de gaz, les services à l’énergie ainsi que le dessalement d’eau de mer dans

la péninsule arabique.

• Autres : englobe les activités de (i) la BU GEM qui a pour mission de gérer et optimiser, pour le compte des BUs

qui détiennent les actifs de production d’électricité, les portefeuilles d’actifs physiques et contractuels du Groupe

(hors infrastructures gazières) notamment sur le marché européen, de vendre de l’énergie auprès des grands

comptes industriels paneuropéens et nationaux et de proposer à des tiers des solutions liées à son expertise dans

les marchés financiers de l’énergie, (ii) la BU Tractebel (sociétés d’ingénierie spécialisées dans les domaines de

l’énergie, de l’hydraulique et des infrastructures), (iii) la BU GTT (spécialisée dans la conception de systèmes de

confinement à membranes cryogéniques pour le transport maritime et le stockage sur terre et en mer du gaz

naturel liquéfié), (iv) la BU Hydrogène (conception de solutions énergétiques zéro carbone à base d’hydrogène

renouvelable), ainsi que (v) les activités holdings et corporate qui comprennent notamment les entités dédiées au

financement centralisé du Groupe, Entreprises et collectivités (E&C) et la contribution de l’entreprise associée

SUEZ.

Les principales relations commerciales entre secteurs reportables sont les suivantes :

• relations entre le secteur reportable «Infrastructures France» et les utilisateurs de ces infrastructures à savoir le

secteur reportable «France hors Infrastructures» et «Autres» (GEM, E&C) : les prestations relatives à l’utilisation

d’infrastructures gazières du Groupe en France sont facturées sur base de tarifs (ou revenus) régulés applicables

à tous les utilisateurs. Le chiffre d’affaires et les marges liées aux activités de GRDF demeurent positionnés dans

le secteurs «Infrastructures France» ;

• relations entre le secteur reportable «Autres» (GEM) et les secteurs reportables «France hors Infrastructures» et

«Reste de l’Europe» : GEM gère les contrats d’approvisionnement en gaz naturel du Groupe et vend la molécule

de gaz à prix de marché aux entités commercialisatrices logées dans les secteurs reportables «France hors

Infrastructures» et «Reste de l’Europe». En ce qui concerne l’électricité, GEM gère et optimise le parc de

production et les portefeuilles de vente pour le compte des entités porteuses d’actifs de production et prélève, au

titre de ces prestations, un pourcentage de la marge énergie réalisée. Le chiffre d’affaires et les marges liées aux

activités de production d’électricité (déduction faite de la rémunération prélevée par GEM) sont positionnés dans

les secteurs portant les actifs de production («France hors Infrastructures» et «Reste de l’Europe») ;

• relations entre le secteur opérationnel «Génération Europe» au sein du secteur reportable «Reste de l’Europe» et

les entités commercialisatrices du secteur reportable «France hors Infrastructures» : une partie de la production

des actifs thermiques de la BU «Génération Europe» est vendue auprès des entités commercialisatrices de ces

secteurs sur base d’un prix de marché.




La variété des métiers du Groupe et de leur localisation géographique entraîne une grande diversité de situations et de

natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers). De ce fait, aucun client externe du Groupe ne

représente à lui seul 10% ou plus du chiffre d’affaires consolidé du Groupe.

4.2.3 Indicateurs clés par secteur reportable (1)

Conformément à IFRS 8, l’information sectorielle comparative au 30 juin 2018 et au 31 décembre 2018 a été retraitée afin

de présenter cette information selon le nouveau découpage sectoriel en vigueur au sein du Groupe depuis le

1er janvier 2019.

En revanche, elle n’a pas été retraitée du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16 (cf. Note 1 «Référentiel et

méthodes comptables») conformément aux dispositions de transition de cette norme applicable à compter du

1er janvier 2019.

CHIFFRE D'AFFAIRES

30 juin 2019 30 juin 2018

En millions d'euros Hors Groupe Groupe Total Hors Groupe Groupe Total

France hors Infrastructures 8 199 155 8 354 7 813 88 7 901

Infrastructures France 3 045 499 3 544 3 054 641 3 695

Total France 11 244 654 11 899 10 867 729 11 596

Reste de l'Europe 9 611 724 10 335 8 801 1 335 10 135

Amérique Latine 2 601 ‐ 2 601 2 173 ‐ 2 173

États-Unis & Canada 2 147 2 2 149 1 539 62 1 601

Moyen-Orient, Asie & Afrique 1 532 1 1 533 1 892 ‐ 1 892

Autres 5 842 3 418 9 261 4 909 3 084 7 994

Élimination des transactions internes (4 799) (4 799) (5 210) (5 210)

TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES 32 978 ‐ 32 978 30 182 ‐ 30 182

EBITDA


France hors Infrastructures 862 858

Infrastructures France 1 907 1 965

Total France 2 769 2 823

Reste de l'Europe 787 716

Amérique Latine 1 069 924

États-Unis & Canada 91 102

Moyen-Orient, Asie & Afrique 426 534

Autres 179 (34)

TOTAL EBITDA (2) 5 321 5 065



(2) L’EBITDA au 30 juin 2019 intègre l’effet de la norme IFRS 16 (annulation des loyers) de l’ordre de 0,2 milliard d’euros.

(1) Les données comparables y compris l’impact lié à l’application de la norme IFRS 16 sont présentées dans la section 1 de ce Rapport

Financier Semestriel 2019.




DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS


France hors Infrastructures (370) (302)

Infrastructures France (779) (725)

Total France (1 149) (1 027)

Reste de l'Europe (497) (463)

Amérique Latine (248) (200)

États-Unis & Canada (59) (32)

Moyen-Orient, Asie & Afrique (46) (93)

Autres (162) (107)

TOTAL DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS (2 161) (1 922)



QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE


France hors Infrastructures 7 (3)

Infrastructures France 4 4

Total France 12 1


Amérique Latine (12) (4)



Autres 72 (19)

Dont quote-part de résultat de SUEZ 73 (20)

TOTAL QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 276 209


méthodes comptables»»).

Les contributions des entreprises associées et des coentreprises dans la quote-part du résultat net des entreprises mises

en équivalence s’élèvent respectivement à 186 millions d’euros et 90 millions d’euros au 30 juin 2019 (contre

64 millions d’euros et 145 millions d’euros au 30 juin 2018).

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES

MISES EN ÉQUIVALENCE






Amérique Latine 818 721



Autres 47 (237)

TOTAL RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 3 166 3 061


méthodes comptables»»).




CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS


France hors Infrastructures 7 639 6 300



Reste de l'Europe 3 986 3 552

Amérique Latine 11 833 9 897

États-Unis & Canada 3 201 2 494

Moyen-Orient, Asie & Afrique 3 698 3 553

Autres 6 702 5 814

Dont valeur de mise en équivalence de SUEZ 2 041 2 018

TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS 56 751 51 412



INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros 30 juin 2019 30 juin 2018


Infrastructures France 759 732



Amérique Latine 2 206 684



Autres 358 231


4.3 Information par Business Line

4.3.1 Définition des Business Lines

• Solutions Clients : englobe (hors clients BtoC) les activités de prestations de services, unitaires ou regroupés,

par exemple, design, conception, ingénierie, travaux, exploitation, installation, maintenance et facility management

ainsi que les activités de gestion d’actifs, comme par exemple les réseaux de chaud et de froid, d’actifs de

production d’énergie dédiés (énergie décentralisée - production livrée directement chez le client). Elle inclut

également notre participation dans le groupe SUEZ.

• Infrastructures : englobe les activités et projets d’infrastructures électriques et gazières du Groupe. Ces activités

incluent la gestion et le développement (i) des réseaux de transport de gaz et d’électricité en Europe et Amérique

Latine ainsi que des réseaux de distribution de gaz naturel en Europe, en Asie et sur le continent américain, (ii)

des stockages souterrains de gaz naturel en Europe et (iii) des infrastructures de regazéification en France et au

Chili. Au-delà des activités historiques de gestion des infrastructures, son portefeuille d’actifs participe également

aux enjeux de la décarbonation de l’énergie et de verdissement des réseaux (intégration progressive de gaz verts,

projets autour de l’hydrogène, projets de géothermie, energy as a service…).

• Renouvelables : regroupe l’ensemble des activités de production centralisée d’énergies renouvelables –

notamment le financement, la construction et l’exploitation d’installations renouvelables – qui s’appuient sur

l’exploitation de filières diverses telles que l’énergie hydroélectrique, l’éolien terrestre, le solaire photovoltaïque, la

biomasse, l’éolien en mer, la géothermie et le biogaz principalement. L’énergie produite est injectée sur le réseau

et vendue soit sur le marché libre ou régulé, soit à des tiers au travers de contrats de vente d’électricité.

• Thermique : regroupe l’ensemble des activités de production d’énergie centralisée à partir d’actifs thermiques,

contractés ou non. Elle comprend l’exploitation de centrales utilisant principalement comme combustible le gaz, le

charbon ainsi que les centrales de stockage par pompage. L’énergie produite est injectée sur le réseau et vendue

soit sur le marché libre ou régulé, soit à des tiers au travers de contrats de vente d’électricité. Elle comprend

également le financement, la construction et l’exploitation d’usines de dessalement, couplées ou non aux centrales

de production d’électricité.

• Nucléaire : englobe l’ensemble des activités de production nucléaire du Groupe avec un parc de production de

sept réacteurs en Belgique (quatre à Doel et trois à Tihange) et des droits de tirage en France.




• Approvisionnement : englobe l’ensemble des activités de commercialisation de gaz et d’électricité aux clients

finaux, qu’ils soient professionnels ou particuliers. Elle regroupe également l’ensemble des activités de Services

à destination des clients résidentiels.

Par ailleurs l’ensemble Autres regroupe les activités (i) de gestion et d’optimisation de l’énergie (ii) de la BU GTT, (iii) et

des activités de corporate et de holdings.

4.3.2 Indicateurs clés par Business Line

EBITDA


Solutions Clients 750 639

Infrastructures 2 183 2 197

Renouvelables 825 836

Thermique 918 994

Nucléaire 17 (62)

Approvisionnement 490 544

Autres 137 (84)

TOTAL EBITDA 5 321 5 065



RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES

MISES EN ÉQUIVALENCE



Infrastructures 1 346 1 432

Renouvelables 572 604

Thermique 694 742

Nucléaire (216) (303)


Autres (18) (217)

TOTAL RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 3 166 3 061



INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros 30 juin 2019 30 juin 2018


Infrastructures 2 336 795

Renouvelables 1 364 890

Thermique 292 417

Nucléaire 397 385


Autres 177 145





4.4 Indicateurs clés par zone géographique

Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :

• par zone de commercialisation pour le chiffre d’affaires ;

• par zone d’implantation des sociétés consolidées pour les capitaux engagés industriels.

Chiffre d'affaires Capitaux engagés industriels

En millions d'euros 30 juin 2019 30 juin 2018 (1) 30 juin 2019 31 déc. 2018 (1)

France 13 903 12 912 32 075 30 543

Belgique 3 895 3 035 (3 212) (3 254)

Autres Union européenne 7 884 7 657 7 889 7 188

Autres pays d'Europe 423 366 497 386

Amérique du nord 2 390 1 849 3 800 2 881

Asie, Moyen-Orient et Océanie 1 988 2 296 3 475 3 329

Amérique du sud 2 330 1 919 11 361 9 523

Afrique 164 147 865 816

TOTAL 32 978 30 182 56 751 51 412

(1) Données publiées au 30 juin et au 31 décembre 2018, non retraitées du fait de l’entrée en application de la norme IFRS 16



NOTE 5 VENTES


NOTE 5 VENTES

5.1 Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires relatif aux contrats commerciaux est relatif aux contrats entrant dans le champ d’application de la

norme IFRS 15 (cf. Note 8 «Ventes» des états financiers consolidés au 31 décembre 2018). Le chiffre d’affaires sur autres

contrats, correspondant au chiffre d’affaires réalisé sur des opérations hors du champ d’application d’IFRS 15, comprend :

• les transactions de ventes de commodités qui entrent dans le champ d’application d’IFRS 9 – Instruments

financiers et qui donnent lieu à livraison physique ;

• les opérations de négoce d’énergie pour compte propre et pour compte de la clientèle, présentées en net, après

compensation des achats et des ventes ;

• les revenus des locations et des concessions, de même que, le cas échéant, la composante financière des

prestations opérationnelles.

La ventilation du chiffre d’affaires selon ses différents principes de comptabilisation se présente comme suit :

En millions d'euros

Ventes de gaz

Ventes d'électricté et

autres énergies

Ventes de services liés aux

infrastructures

Constructions, installations, O&M, FM et

autres services

Total Chiffre d’affaires sur

contrats commerciaux

Total Chiffre

d’affaires sur autres

contrats 30 juin

2019

France hors Infrastructures 1 974 2 254 78 3 854 8 160 39 8 199

Infrastructures France 26 ‐ 2 825 110 2 961 84 3 045

Total France 2 000 2 254 2 903 3 964 11 121 123 11 244

Reste de l'Europe 1 891 3 134 174 3 465 8 665 947 9 611

Amérique Latine 288 1 881 162 212 2 544 57 2 601

États-Unis & Canada 343 1 232 1 561 2 137 10 2 147

Moyen-Orient, Asie & Afrique 215 807 7 456 1 486 46 1 532

Autres 2 245 1 382 79 448 4 154 1 689 5 842

TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES 6 983 10 689 3 328 9 106 30 106 2 872 32 978

En millions d'euros

Ventes de gaz

Ventes d'électricté et

autres énergies

Ventes de services liés aux

infrastructures

Constructions, installations, O&M, FM et

autres services

Total Chiffre d’affaires sur

contrats commerciaux

Total Chiffre

d’affaires sur autres

contrats 30 juin

2018

France hors Infrastructures 1 889 2 205 39 3 613 7 746 67 7 813

Infrastructures France 132 ‐ 2 683 87 2 903 151 3 054

Total France 2 021 2 205 2 722 3 700 10 649 218 10 867

Reste de l'Europe 1 789 3 062 166 3 271 8 288 512 8 801

Amérique Latine 199 1 686 139 81 2 105 68 2 173

États-Unis & Canada 317 882 ‐ 320 1 520 20 1 539

Moyen-Orient, Asie & Afrique 206 1 286 15 332 1 839 53 1 892

Autres 2 018 1 054 82 443 3 597 1 312 4 909

TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES 6 550 10 175 3 125 8 148 27 998 2 184 30 182

Au 30 juin 2019, les transactions de ventes de commodités qui entrent dans le champ d’application d’IFRS 9 et qui donnent

lieu à livraison physique s’élèvent à 2 320 millions d’euros (1 803 millions d’euros au 30 juin 2018). Le chiffre d’affaires

réalisé sur les autres opérations hors du champ d’application IFRS 15 n’est pas significatif.


NOTE 5 VENTES


5.2 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de

contrats

5.2.1 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrats

En millions d'euros 30 juin 2019 31 déc. 2018

Créances commerciales et autres débiteurs 12 151 15 613

Dont IFRS 15 7 128 7 552

Dont non-IFRS15 5 023 8 060

Actifs de contrats 7 485 7 411

Les actifs de contrat incluent notamment des produits à recevoir et factures à établir ainsi que le gaz et l’électricité livrés

non relevés et non facturés dits «gaz et électricité en compteur».

5.2.2 Passifs de contrats

30 juin 2019 31 déc. 2018

En millions d'euros Non courant Courant Total Non courant Courant Total

Passifs de contrats 33 3 688 3 721 36 3 598 3 634

Les passifs de contrats incluent les avances et acomptes reçus et des produits constatés d’avance.


NOTE 6 DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE AU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES


NOTE 6 DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS

QUOTE-PART DU RÉSULTAT DES ENTREPRISES

MISES EN ÉQUIVALENCE AU RÉSULTAT DES

ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

Le passage du Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat des entreprises mises en équivalence au

Résultat des activités opérationnelles se détaille comme suit :


RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 3 166 3 061

MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (989) 520

Pertes de valeur (242) (752)

Restructurations (77) (50)

Effets de périmètre 1 584 (102)


RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 3 397 2 665



6.1 MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel

Cette rubrique présente une charge nette de 989 millions d’euros au 30 juin 2019 contre un produit net de

520 millions d’euros au 30 juin 2018 et intègre essentiellement l’évolution de la juste valeur (i) des contrats d’achat et de

vente d’électricité et de gaz naturel entrant dans le champ d’application d’IFRS 9 et (ii) des instruments financiers de

couvertures économiques non éligibles à la comptabilité de couverture.

Cette charge résulte (i) d’un effet prix négatif lié aux variations sur la période des prix à terme des matières premières

sous-jacentes, notamment le gaz, partiellement compensé par (ii) un effet positif net lié au débouclement d’instruments

dérivés dont la valeur de marché présentait une position négative nette au 31 décembre 2018.

6.2 Pertes de valeur

En millions d'euros Notes 30 juin 2019 30 juin 2018

Pertes de valeur :

Goodwill 9 (116) ‐

Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles 9 (129) (766)

Participations dans les entreprises mises en équivalence et provisions s'y rattachant ‐ ‐

TOTAL DES PERTES DE VALEUR D'ACTIFS (245) (766)

Reprises de pertes de valeur :

Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles 3 13

Actifs financiers ‐ ‐

TOTAL DES REPRISES DE PERTES DE VALEUR 3 13

TOTAL (242) (752)

Au-delà des tests de perte de valeur annuels systématiques relatifs aux goodwill et aux immobilisations incorporelles non

amortissables réalisés au second semestre, le Groupe procède à des tests ponctuels en cas d’indice de perte de valeur

portant sur un goodwill, une immobilisation corporelle ou incorporelle, une participation dans une entreprise mise en

équivalence ou un actif financier.

Les tests de perte de valeur au 30 juin 2019 ont porté sur un nombre limité d’actifs pour lesquels des indices de perte de

valeur ont été détectés au cours du premier semestre 2019.


NOTE 6 DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE AU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES


Au 30 juin 2019, le Groupe a considéré au regard de l’évolution des paramètres de marché, et des hypothèses clés depuis

le 31 décembre 2018, qu’il n’était pas nécessaire de procéder à une mise à jour complète des tests de perte de valeur

2018 sur les UGT goodwill et estime que les valeurs comptables de ces UGT ne sont pas supérieures à leurs valeurs

recouvrables.

Les tests annuels de perte de valeur 2019 sur les UGT goodwill seront réalisés au cours du second semestre.

6.2.1 Pertes de valeur comptabilisées au cours du premier semestre

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 30 juin 2019 s’élèvent à 242 millions d’euros et portent essentiellement sur :

• la cession en cours de plusieurs centrales au charbon en Allemagne et aux Pays-Bas (cf. Note 2.2 «Actifs destinés

à être cédés») pour 140 millions d’euros, principalement imputé sur l’intégralité du goodwill alloué aux «actifs

destinés à être cédés» (108 millions d’euros) ;

• des actifs de production d’électricité d’origine thermique en Amérique Latine pour 81 millions d’euros, suite aux

engagements d’arrêt anticipé de ces unités.

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 30 juin 2018 s’élevaient à 752 millions d’euros et portaient principalement

sur :

• des actifs de production d’électricité d’origine thermique en Europe (661 millions d’euros) du fait de la révision à

la baisse des perspectives de flux de trésorerie de certains actifs du portefeuille dans un contexte économique

défavorable ;

• des actifs de production d’électricité d’origine thermique en Amérique Latine (60 millions d’euros), suite à la

décision de fermeture de deux unités en 2018.

6.3 Restructurations

Les charges de restructurations, d’un montant total de 77 millions d’euros au 30 juin 2019 (contre 50 millions d’euros au

30 juin 2018), comprennent essentiellement des frais de personnel, des coûts liés à des fermetures de site, et autres

charges de restructuration.

6.4 Effets de périmètre

Au 30 juin 2019, les effets de périmètre s’élèvent à 1 584 millions d’euros et comprennent principalement un résultat de

1 580 millions d’euros relatif à la cession de Glow dont -208 millions d’euros liés au recyclage en résultat des éléments

comptabilisés dans l’état du résultat global.

Au 30 juin 2018, les effets de périmètre s’élevaient à -102 millions d’euros et comprenaient essentiellement un résultat

de -87 millions d’euros relatif à la cession de la centrale thermique Loy Yang B en Australie essentiellement au titre du

recyclage en résultat des éléments comptabilisés dans l’état du résultat global.


NOTE 7 RÉSULTAT FINANCIER


NOTE 7 RÉSULTAT FINANCIER

30 juin 2019 30 juin 2018 (1)

En millions d'euros Charges Produits Total Charges Produits Total

Coût de la dette nette (404) 65 (339) (323) 37 (285)

Charges d'intérêts de la dette brute et des couvertures (474) - (474) (387) - (387)

Résultat de change sur dettes financières et couvertures ‐ 20 20 (2) ‐ (2)

Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur (2) ‐ (2) ‐ 1 1

Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et instruments liquides de dette - 46 46 - 36 36

Coûts d'emprunts capitalisés 72 - 72 66 - 66

Coût des dettes de location (2) (22) ‐ (22) (6) ‐ (6)

Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés ‐ ‐ ‐ (119) 102 (17)

Soultes décaissées lors du débouclage de swaps ‐ ‐ ‐ (112) ‐ (112)

Extourne de la juste valeur négative de ces dérivés débouclés par anticipation ‐ ‐ ‐ ‐ 102 102

Charges sur opérations de restructuration de la dette ‐ ‐ ‐ (6) ‐ (6)

Autres produits et charges financiers (644) 285 (359) (590) 234 (356)

Charges d'intérêts nets sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme (61) ‐ (61) (57) ‐ (57)

Désactualisation des autres provisions à long terme (280) ‐ (280) (282) ‐ (282)

Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture et inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de flux de trésorerie (146) ‐ (146) (72) ‐ (72)

Résultat des instruments de dette et des instruments de capitaux propres (5) 76 71 (9) 24 15

Autres (152) 209 57 (170) 209 40

RÉSULTAT FINANCIER (1 069) 350 (719) (1 038) 373 (665)



(2) Au 30 juin 2018, le coût des dettes de location correspond aux intérêts relatifs aux emprunts sur location-financement

précédemment présentés en «Coût de la dette nette».

L’augmentation du coût de la dette nette s’explique notamment par l’augmentation de la dette au Brésil par rapport au

30 juin 2018 partiellement compensée par les effets positifs liés aux opérations de financement et de gestion active de

taux réalisées par le Groupe.


NOTE 8 IMPÔTS


NOTE 8 IMPÔTS


Résultat net (A) 2 457 1 225

Charge totale d'impôt sur les bénéfices comptabilisée en résultat (B) (221) (657)

Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (C) 276 209

Résultat net des activités non poursuivies (D) ‐ (119)

RÉSULTAT AVANT IMPÔT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES ET QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE (A)-(B)-(C)-(D)=(E) 2 402 1 791

TAUX EFFECTIF D'IMPÔT (B)/(E) 9,2% 36,7%



La baisse du taux effectif d’impôt provient essentiellement de la plus-value de cession de Glow non fiscalisée en 2019, de

la baisse des pertes non fiscalisées d’Electrabel, des pertes de valeur non fiscalisées sur des actifs de production

d’électricité d’origine thermique comptabilisées en 2018. Cet effet est partiellement compensé par la reconnaissance en

2018 d’un actif d’impôt différé en Australie au titre de pertes fiscales précédemment non reconnues et de la hausse des

pertes non fiscalisées aux Pays-Bas et en Allemagne.


NOTE 9 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS


NOTE 9 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS

9.1 Évolution de la valeur nette comptable

En millions d'euros Goodwill Immobilisations

incorporelles Immobilisations

corporelles

VALEUR BRUTE

Au 31 décembre 2018 (1) 27 004 17 472 97 309

IFRS 16 & IFRIC 23 (cf. Note 1) ‐ (12) 2 233

Au 1er janvier 2019 y compris IFRS 16 et IFRIC 23 27 004 17 460 99 541

Acquisitions et constructions d'immobilisations ‐ 538 2 636

Cessions d'immobilisations ‐ (59) (394)

Variations de périmètre 424 (2) 76

Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» ‐ (111) (3 863)

Autres variations (60) 29 106

Écarts de conversion 20 9 132

AU 30 JUIN 2019 27 389 17 864 98 234

AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR

Au 31 décembre 2018 (1) (9 195) (10 754) (48 392)

IFRS 16 & IFRIC 23 (cf. Note 1) ‐ 5 (85)

Au 1er janvier 2019 y compris IFRS 16 et IFRIC 23 (9 195) (10 749) (48 476)

Dotations aux amortissements ‐ (410) (1 670)

Pertes de valeur (116) (3) (123)

Cessions d'immobilisations ‐ (14) 251

Variations de périmètre 49 (12) (23)

Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» ‐ 110 3 295

Autres variations 108 (30) 26

Écarts de conversion 2 (4) (29)

AU 30 JUIN 2019 (9 151) (11 111) (46 750)

VALEUR NETTE COMPTABLE

Au 31 décembre 2018 (1) 17 809 6 718 48 917

AU 30 JUIN 2019 18 238 6 753 51 485



Au premier semestre 2019, l’augmentation nette des postes «Goodwill», «Immobilisations corporelles» et «Immobilisations

incorporelles» s’explique essentiellement par :

• des investissements de maintenance et de développement pour un total de 2 977 millions d’euros concernant

principalement des constructions et des développements de champs éoliens et solaires aux États-Unis, en

Amérique Latine et en Inde, ainsi que des extensions de réseaux de transport et de distribution dans le secteur

Infrastructures France :

• des variations de périmètre pour 512 millions d’euros résultant principalement d’acquisitions effectuées dans le

secteur des énergies renouvelables ;

• partiellement compensés par des amortissements pour un total de 2 161 millions d’euros ;

• le classement principalement des centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas en «Actifs classés comme

détenus en vue de la vente» pour 267 millions d’euros ;

• des pertes de valeur s’élevant à 242 millions d’euros portant essentiellement sur (i) la cession en cours de plusieurs

centrales au charbon en Allemagne et aux Pays-Bas pour 140 millions d’euros (dont 108 millions d’euros imputés

sur l’intégralité du goodwill alloué aux «actifs destinés à être cédés» et 32 millions d’euros sur les immobilisations)

et sur (ii) des actifs de production d’électricité d’origine thermique en Amérique Latine pour 81 millions d’euros.


NOTE 10 INSTRUMENTS FINANCIERS



10.1 Actifs financiers

Les différentes catégories d’actifs financiers ainsi que leur ventilation entre la part non courante et courante sont

présentées dans le tableau ci-après :

30 juin 2019 31 déc. 2018

En millions d'euros Notes Non

courant Courant Total Non

courant Courant Total

Autres actifs financiers 10.1 7 270 2 625 9 895 6 193 2 290 8 483

Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres 736 ‐ 736 742 ‐ 742

Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat 480 ‐ 480 365 ‐ 365

Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres 1 980 196 2 177 1 108 840 1 947

Instruments de dette à la juste valeur par résultat 888 265 1 153 600 233 832

Prêts et créances au coût amorti 3 184 2 164 5 348 3 378 1 218 4 596

Créances commerciales et autres débiteurs 5.2 ‐ 12 151 12 151 ‐ 15 613 15 613

Actifs de contrats 5.2 ‐ 7 485 7 485 ‐ 7 411 7 411

Trésorerie et équivalents de trésorerie (1) ‐ 7 995 7 995 ‐ 8 700 8 700

Instruments financiers dérivés 10.4 2 449 9 786 12 234 2 693 10 679 13 372

TOTAL 9 718 40 042 49 760 8 886 44 692 53 578

(1) Ce poste comprend le solde des fonds levés au cours des années 2018 et 2019 dans le cadre de l’émission d’«obligations vertes»

à allouer à des projets éligibles.

10.1.1 Autres actifs financiers

10.1.1.1 Instruments de capitaux propres à la juste valeur

En millions d'euros

Instruments de capitaux propres à la juste valeur

par capitaux propres

Instruments de capitaux propres à la juste valeur

par résultat Total

Au 31 décembre 2018 742 365 1 107

Acquisitions 44 220 264

Cessions (80) (5) (85)

Variations de juste valeur 32 (7) 25

Variations de périmètre, change et divers (2) (94) (95)

AU 30 JUIN 2019 736 480 1 217

Les instruments de capitaux propres détenus par le Groupe s’élèvent à 1 217 millions d’euros au 30 juin 2019 dont

61 millions d’euros d’instruments cotés de capitaux propres évalués à la juste valeur par capitaux propres.




10.1.1.2 Instruments de dette à la juste valeur

En millions d'euros

Instruments de dette à la juste

valeur par capitaux propres

Instruments de dette à la juste

valeur par résultat

Instruments liquides de dette

destinés au placement de la

trésorerie à la juste valeur par capitaux

propres

Instruments liquides de dette

destinés au placement de la

trésorerie à la juste valeur par résultat Total

Au 31 décembre 2018 1 025 525 922 307 2 779

Acquisitions 360 286 100 67 813

Cessions (217) (62) (49) ‐ (329)

Variations de juste valeur 53 28 (1) 2 82

Variations de périmètre, change et divers (20) ‐ 4 ‐ (15)

AU 30 JUIN 2019 1 201 777 976 376 3 330

Au 30 juin 2019, les instruments de dette à la juste valeur s’élèvent à 3 330 millions d’euros et se répartissent entre

2 177 millions d’euros d’instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres et 1 153 millions d’euros d’instruments

de dette évalués à la juste valeur par résultat (respectivement 1 947 millions d’euros et 832 millions d’euros au

31 décembre 2018).

Au 30 juin 2019, les instruments de dette intègrent 1 352 millions d’euros d’instruments liquides venant en réduction de la

dette brute contre 1 230 millions d’euros au 31 décembre 2018.

10.2 Passifs financiers

Les passifs financiers sont comptabilisés soit :

• en «Passifs au coût amorti» pour les emprunts, les dettes fournisseurs et autres créanciers, les passifs de contrats

et les autres passifs financiers ;

• en «Passifs évalués à la juste valeur par résultat» pour les instruments financiers dérivés ou pour les passifs

financiers désignés comme tels.

Les différents passifs financiers au 30 juin 2019 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont

présentés dans le tableau ci-après :

30 juin 2019 31 déc. 2018 (1)

En millions d'euros Notes Non courant Courant Total Non courant Courant Total

Emprunts 28 083 8 905 36 988 26 434 5 745 32 178

Dettes financières 26 182 8 380 34 562 26 172 5 626 31 797

Dettes de location (2) 1 901 525 2 426 262 119 381

Fournisseurs et autres créanciers 5.2 ‐ 13 712 13 712 ‐ 19 759 19 759

Passifs de contrats 5.2 33 3 688 3 721 36 3 598 3 634

Instruments financiers dérivés 10.4 3 431 10 829 14 260 2 785 11 510 14 295

Autres passifs financiers 49 ‐ 49 46 ‐ 46

TOTAL 31 596 37 134 68 730 29 301 40 612 69 913



(2) Au 31 décembre 2018, les dettes de location correspondent aux emprunts sur location-financement précédemment présentés en

dettes financières.




10.3 Endettement financier net

10.3.1 Endettement financier net par nature

30 juin 2019 31 déc. 2018 (1)

En millions d'euros Non courant Courant Total Non courant Courant Total

Encours des dettes financières 25 768 7 904 33 673 25 822 4 993 30 814

Impact du coût amorti 14 76 90 13 228 240

Impact de la couverture de juste valeur (2) 400 29 428 337 2 339

Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - passif ‐ 370 370 ‐ 404 404

DETTES FINANCIERES 26 182 8 380 34 562 26 172 5 626 31 797

Instruments financiers dérivés positionnés au passif relatifs à la dette (3) 289 36 325 259 66 325

DETTE BRUTE 26 470 8 416 34 886 26 430 5 692 32 122

Actifs liés au financement (2) (65) (66) (53) (1) (53)

Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif ‐ (1 096) (1 096) ‐ (699) (699)

ACTIFS LIÉS AU FINANCEMENT ET APPELS DE MARGE (2) (1 161) (1 163) (53) (700) (752)

Trésorerie et équivalents de trésorerie ‐ (7 995) (7 995) ‐ (8 700) (8 700)

Instruments financiers dérivés positionnés à l'actif relatifs à la dette (3) (677) (74) (751) (678) (42) (720)

TRÉSORERIE ACTIVE (677) (8 069) (8 746) (678) (8 742) (9 420)

Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie (957) (396) (1 352) (235) (995) (1 230)

INSTRUMENTS LIQUIDES DE DETTE DESTINÉS AU PLACEMENT DE LA TRÉSORERIE (957) (396) (1 352) (235) (995) (1 230)

ENDETTEMENT FINANCIER NET HORS DETTES DE LOCATION 24 835 (1 210) 23 625 25 465 (4 744) 20 721

Dettes de location (4) 1 901 525 2 426 262 119 381

ENDETTEMENT FINANCIER NET 26 736 (685) 26 051 25 727 (4 625) 21 102

Encours des dettes financières 25 768 7 904 33 673 25 822 4 993 30 814

Actifs liés au financement (2) (65) (66) (53) (1) (53)

Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie (957) (396) (1 352) (235) (995) (1 230)

Trésorerie et équivalents de trésorerie ‐ (7 995) (7 995) ‐ (8 700) (8 700)

ENDETTEMENT FINANCIER NET HORS DETTES DE LOCATION, COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET APPELS DE MARGE 24 810 (551) 24 259 25 534 (4 703) 20 832

Encours des dettes de location 1 901 517 2 418 262 118 380

ENDETTEMENT FINANCIER NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET APPELS DE MARGE 26 711 (34) 26 677 25 796 (4 584) 21 212



(2) Ce poste correspond à la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d’une stratégie de couverture de juste

valeur.

(3) Il s’agit de la composante taux de la juste valeur des instruments dérivés rentrant dans une relation de couverture de juste valeur

de la dette ; ainsi que des composantes change et intérêts courus non échus de la juste valeur de l'ensemble des instruments

dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.

(4) Au 31 décembre 2018, l’encours des dettes de location correspond aux emprunts sur location-financement précédemment

présentés en encours des dettes financières.

La juste valeur des dettes financières (hors dettes de location) s’élève à 37 175 millions d’euros au 30 juin 2019 pour une

valeur comptable de 34 562 millions d’euros.

10.3.2 Description des principaux événements de la période

10.3.2.1 Incidence des variations de périmètre et des variations de change sur l’évolution

de l’endettement financier net

Au cours du premier semestre 2019, les variations de change se sont traduites par une augmentation de l’endettement

financier net de 85 millions d’euros (dont principalement 45 millions d’euros sur le real brésilien et 26 millions d’euros sur

le dollar américain).




Les variations de périmètre (y compris effet cash des acquisitions et cessions) ont généré une diminution de

238 millions d’euros de l’endettement financier net. Cette diminution provient pour l’essentiel des éléments suivants :

• des cessions d’actifs réalisées sur la période qui se traduisent par une réduction de l’endettement financier net de

2 734 millions d’euros, incluant principalement la cession de la participation dans la société Glow

(cf. Note 2.1 «Cessions réalisées au cours du premier semestre 2019») ;

• du classement en «Activités destinées à être cédées» de centrales à charbon aux Pays-Bas et en Allemagne

(cf. Note 2.2.2 «Projet de cession de centrales à charbon aux Pays-Bas et en Allemagne» se traduisant par une

réduction de l’endettement financier net de 50 millions d’euros ;

• des acquisitions réalisées sur le semestre qui se traduisent par une augmentation de l’endettement financier net

de 2 546 millions d’euros portant principalement sur l’acquisition au Brésil d’une participation de 90% dans la

société Transportadora Associada de Gás (TAG) en consortium avec la Caisse de Dépôt et Placement du Québec

(CDPQ) et en Allemagne avec l’acquisition de la société OTTO Luft-und Klimatechnik GmbH & Co opérant dans

le secteur des installations et des services de ventilation et de climatisation (cf. Note 2.3 «Acquisitions réalisées

au cours du premier semestre 2019»).

10.3.2.2 Opérations de financement et de refinancement

Le Groupe a effectué les opérations suivantes au cours du premier semestre 2019 :

• le 21 juin 2019, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire d’un montant total de 1,5 milliard d’euros :

− une tranche de 750 millions d’euros portant un coupon de 0,375% arrivant à échéance en juin 2027,

− une tranche de 750 millions d’euros portant un coupon de 1,375% arrivant à échéance en juin 2039 ;

• ENGIE SA a procédé au remboursement de l’emprunt obligataire de 775 millions d’euros portant un coupon de

6,875% et arrivé à échéance le 24 janvier 2019 ;

• ENGIE SA a notifié le 5 décembre 2018 l’exercice de l’option annuelle de remboursement et reconnu en dette

financière la tranche de 300 millions de livres sterling de titres super-subordonnés à durée indéterminée (soit un

montant de 352 millions d’euros y compris coupon couru), précédemment comptabilisée en capitaux propres pour

un montant net de 340 millions d’euros, portant un coupon de 4,625%. ENGIE SA a procédé au remboursement

le 10 janvier 2019.

• ENGIE Brasil Energia a émis le 21 mai 2019 un emprunt obligataire pour un montant de 2 500 millions de real

brésilien (547 millions d’euros) arrivant à échéance en novembre 2020 ;

• ENGIE Brasil Energia a souscrit le 17 mai 2019 à trois emprunts bancaires d’un montant total de 252 millions

d’euros arrivant à échéance en mai 2022 comprenant deux emprunts d’un montant total de 150 millions de dollars

américains et un emprunt d’un montant de 534 millions de real brésilien.




10.4 Instruments financiers dérivés

Les instruments financiers dérivés à l’actif et au passif sont évalués à la juste valeur et s’analysent comme suit :

30 juin 2019 31 déc. 2018

Actifs Passifs Actifs Passifs

En millions d'euros

Non courant

Courant Total Non


Non courant

Courant Total Non


Instruments financiers dérivés relatifs à la dette 677 74 751 289 36 325 678 42 720 259 66 325

Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières 767 9 578 10 346 931 10 691 11 622 1 409 10 608 12 018 1 311 11 405 12 716

Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments (1) 1 005 133 1 138 2 211 102 2 313 606 28 634 1 215 38 1 254

TOTAL 2 449 9 786 12 234 3 431 10 829 14 260 2 693 10 679 13 372 2 785 11 510 14 295

(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments

dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'agrégat

endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.

10.4.1 Classification des instruments financiers et juste valeur par niveau

Au cours du premier semestre 2019, le Groupe n’a procédé à aucun changement significatif de classification d’instruments

financiers et n’a constaté aucun transfert significatif entre différents niveaux de juste valeur.

10.5 Titres super-subordonnés

ENGIE SA a procédé, le 28 janvier 2019, à un refinancement anticipé de titres super-subordonnés à durée indéterminée

se traduisant par :

• une émission de titres super-subordonnés verts à durée indéterminée d’un montant de 1 milliard d’euros portant

un coupon de 3,25% avec une option annuelle de remboursement à partir de février 2025, comptabilisée en

capitaux propres pour un montant net de 983 millions d’euros ;

• un rachat anticipé de la tranche de 1 milliard d’euros avec une option annuelle de remboursement à partir de

juin 2019, précédemment comptabilisée en capitaux propres pour un montant net de 989 millions d’euros.

Par ailleurs, le Groupe a mis en paiement des coupons d’intérêt pour un montant de 82 millions d’euros.

Conformément aux dispositions d’IAS 32 - Instruments financiers – Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques,

ces instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe.


NOTE 11 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS



Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. La gestion des risques

financiers est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs de risque et contrôle» du Document de Référence 2018.

11.1 Risques de marché

11.1.1 Risques de marché sur matières premières

11.1.1.1 Activités de portfolio management

Les sensibilités du portefeuille d’instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés dans le cadre des activités

de portfolio management au 30 juin 2019 sont présentées dans le tableau ci-après. Elles ne sont pas représentatives des

évolutions futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la mesure, notamment, où elles ne comprennent

pas les sensibilités des contrats d’achat et de vente de matières premières sous-jacents.

Analyse de sensibilité (1)

30 juin 2019

En millions d'euros Variations de prix Impact sur le résultat

avant impôts Impact sur les capitaux

propres avant impôts

Produits pétroliers +10 $US/bbl 55 ‐

Gaz naturel +3 €/MWh 562 202

Electricité +5 €/MWh 40 (41)

Charbon +10 $US/ton (4) 2

Droits d'émission de gaz à effet de serre +2 €/ton (29) ‐

EUR/USD +10% 22 ‐

EUR/GBP +10% 11 ‐

(1) Les sensibilités, présentées ci-dessus, portent uniquement sur les instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés à

des fins de couverture dans le cadre des activités de portfolio management.

La sensibilité des capitaux propres à la variation des prix du gaz tient à l’application, depuis 2019, de la comptabilité de

couverture de flux de trésorerie à certaines couvertures d’approvisionnements au sein des activités de commercialisation.

L’extension attendue de cette pratique à d’autres stratégies de couverture devrait contribuer à réduire la sensibilité du

résultat avant impôts à l’avenir.

11.1.1.2 Activités de trading

La quantification du risque de marché des activités de trading par la Value at Risk (VaR) fournit une mesure du risque,

tous marchés et produits confondus. La VaR représente la perte potentielle maximale sur la valeur d’un portefeuille compte

tenu d’un horizon de détention et d’un intervalle de confiance. La VaR ne constitue pas une indication des résultats

attendus mais fait l’objet d’un backtesting régulier.

Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle de confiance de 99% pour le calcul de la VaR.

Ce dispositif est complété par un scénario de stress tests, conformément aux exigences de la réglementation bancaire.

La VaR présentée ci-après correspond aux VaR globales des entités de trading du Groupe.

Value at Risk

En millions d'euros 30 juin 2019 2019 moyenne (1) Maximum 2019 (2) Minimum 2019 (2)

Activités de trading 13 14 24 7

(1) Moyenne des VaR quotidiennes.

(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2019.




11.1.2 Risque de change

L'analyse de sensibilité du compte de résultat financier au risque de change (hors impact de conversion du résultat des

entités étrangères) a été établie sur la base de l’ensemble des instruments financiers gérés par la trésorerie et présentant

un risque de change (y compris les instruments financiers dérivés).

L’analyse de sensibilité des capitaux propres au risque de change a été établie sur la base de l’ensemble des instruments

financiers qualifiés de couverture d’investissement net à la date de clôture.

Pour le risque de change, la sensibilité correspond à une variation des cours de change des devises contre l'euro de plus

ou moins 10% par rapport au cours de clôture.

30 juin 2019

Impact sur le résultat Impact sur les

capitaux propres

En millions d'euros +10% (1) -10% (1) +10% (1)

Expositions libellées dans une autre devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leurs états de situation financière (2) (6) 6 NA

Instruments financiers (dettes et dérivés) qualifiés de couvertures d'investissement net (3) NA NA 120

(1) +(-)10% : dépréciation (appréciation) de 10% de l’ensemble des devises face à l’euro.

(2) Hors dérivés qualifiés de couvertures d’investissement net.

(3) Cette variation est compensée par un effet de sens inverse sur l’investissement net en devises couvert.

11.1.3 Risque de taux d’intérêt

L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de l’endettement net (y compris instruments financiers

dérivés de taux d’intérêt et de change liés à la dette nette) à la date de clôture.

Pour le risque de taux d’intérêt, la sensibilité correspond à une variation de la courbe de taux de plus ou moins 100 points

de base par rapport aux taux d’intérêt en vigueur à la date de clôture.

30 juin 2019

Impact sur le résultat Impact sur les capitaux propres

En millions d'euros +100 points de base -100 points de base +100 points de base -100 points de base

Charge nette d'intérêts sur le nominal de la dette nette à taux variable et les jambes à taux variable des dérivés (66) 66 NA NA

Variation de juste valeur des dérivés non qualifiés de couverture 96 (116) NA NA

Variation de juste valeur des dérivés de couverture de flux de trésorerie NA NA 433 (575)

11.2 Risque de liquidité

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque de manque de liquidités permettant de faire face à

ses engagements contractuels. Aux risques inhérents à la gestion du besoin en fonds de roulement (BFR) viennent

s’ajouter les appels de marge requis par certaines activités de marché.

Au 30 juin 2019, les ressources bancaires représentent 16% de la dette brute (hors découverts bancaires, coût amorti et

effet des dérivés), le reste étant principalement financé par le marché des capitaux (dont 23 652 millions d’euros de dettes

obligataires, soit 71% de la dette brute).

L’encours de titres négociables à court terme représente 13% de la dette brute et s’élève à 4 344 millions d’euros au

30 juin 2019.

La trésorerie, composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie et des instruments liquides de dette destinés au

placement de la trésorerie s’élève à 9 347 millions d’euros au 30 juin 2019.




Le montant des facilités de crédit confirmées représente 13 176 millions d’euros au 30 juin 2019, dont 13 158 millions

d’euros de lignes disponibles. 96% des lignes de crédit disponibles sont centralisées.

11.2.1 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités financières

Flux contractuels non actualisés sur l’endettement net hors coût amorti, effets des instruments financiers dérivés

et appels de marge

Au 30 juin 2019, les flux contractuels non actualisés sur l’endettement net hors coût amorti, effets des instruments

financiers dérivés et appels de marge par date de maturité sont les suivants :

Au-delà

En millions d'euros Total 2019 2020 2021 2022 2023 de 5 ans

Emprunts obligataires 23 652 ‐ 3 064 1 770 2 617 2 680 13 521

Emprunts bancaires 5 035 160 1 073 446 693 265 2 397

Titres négociables à court terme 4 344 4 245 99 ‐ ‐ ‐ ‐

Tirages sur facilités de crédit 18 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ 18

Autres emprunts 116 23 18 14 13 7 41

Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie 508 508 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

ENCOURS DES DETTES FINANCIERES 33 673 4 936 4 254 2 230 3 324 2 952 15 977

Actifs liés au financement (66) (1) (3) (2) ‐ ‐ (60)

Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie (1 352) (1 352) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

Trésorerie et équivalents de trésorerie (7 995) (7 995) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐

ENDETTEMENT FINANCIER NET HORS DETTES DE LOCATION, COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET APPELS DE MARGE 24 259 (4 412) 4 251 2 228 3 323 2 952 15 917

Dettes de location 2 418 246 485 411 276 219 957

ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET APPELS DE MARGE 26 677 (4 166) 4 736 2 639 3 599 3 171 16 874

Facilités de crédit confirmées non utilisées

Au 30 juin 2019, les facilités de crédit confirmées non utilisées ont les échéances suivantes :

Au-delà

En millions d'euros Total 2019 2020 2021 2022 2023 de 5 ans

Programme de facilités de crédit confirmées non utilisées 13 158 506 1 230 428 5 513 5 206 275

Au 30 juin 2019, aucune contrepartie ne représentait plus de 5% des programmes de lignes de crédit confirmées non

tirées.


NOTE 12 PROVISIONS


NOTE 12 PROVISIONS

En millions d'euros

Avantages postérieurs à

l'emploi et autres avantages long

terme

Gestion de l'aval du cycle du

combustible nucléaire

Démantèlement des installations (2) et

Reconstitution de sites Autres risques Total

Au 31 déc. 2018 (1) 6 371 6 170 6 303 2 969 21 813

IFRS 16 & IFRIC 23 (cf. Note 1) ‐ ‐ ‐ (301) (301)

Au 1er janv. 2019 y compris IFRS 16 & IFRIC 23 6 371 6 170 6 303 2 667 21 512

Dotations 174 67 15 143 399

Reprises pour utilisation (165) (10) (31) (308) (513)

Reprises pour excédent (1) ‐ ‐ (30) (31)

Variation de périmètre 3 ‐ ‐ 33 36

Effet de la désactualisation 62 108 107 10 287

Écarts de change 2 ‐ ‐ 1 3

Autres 1 052 ‐ (59) 6 999

AU 30 JUIN 2019 7 498 6 336 6 335 2 523 22 691

Non courant 7 402 6 279 6 335 516 20 532

Courant 96 57 ‐ 2 007 2 160



(2) Dont 5 429 millions d’euros de provisions pour démantèlement des installations nucléaires, contre 5 337 millions d’euros au

31 décembre 2018.

L’effet de désactualisation portant sur les avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages long terme correspond à

la charge d’intérêts sur la dette actuarielle, nette des produits d’intérêts des actifs de couverture.

La ligne «Autres» se compose essentiellement des écarts actuariels générés en 2019 sur les avantages postérieurs à

l’emploi, lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ainsi que des provisions constatées en

contrepartie d’un actif de démantèlement ou de reconstitution de site.

L’analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont décrits dans les états

financiers consolidés au 31 décembre 2018.

12.1 Obligations relatives aux installations de production nucléaire

Conformément à la Loi du 11 avril 2003, la Commission des provisions nucléaires procèdera sur le second semestre à la

révision triennale des provisions nucléaires sur la base du dossier qui lui sera transmis par Synatom, filiale du Groupe, en

septembre 2019.

Au 30 juin 2019, l’évaluation des provisions pour la gestion de l’aval de cycle et pour le démantèlement des sites de

production nucléaire repose sur le scénario industriel et l’ensemble des hypothèses techniques et financières qui avaient

été approuvées par la Commission des provisions nucléaires (CPN) le 12 décembre 2016. Les effets des nouvelles

hypothèses techniques, financières et temporelles constitutives de ce dossier restent, à date, en cours d’instruction par le

Groupe, en particulier :

• de nouvelles redevances pour la gestion et l’entreposage des déchets de haute activité et/ou de longue durée de

vie ont été approuvées par le Conseil d’Administration de l’Organisme National des Déchets Radioactifs et des

matières fissiles enrichies (ONDRAF) en date du 28 septembre 2018 sur base d’un scénario technique renforcé

et reporté dans le temps comme indiqué dans la note 20.2 aux comptes du 31 décembre 2018 ;

• les volumes, coûts unitaires et nouvelle planification des opérations de retraitement à appliquer au scénario mixte

de retraitement partiel qui devrait rester le scénario de base, devraient être revus dans le cadre d’un calendrier

significativement reporté d’évacuation géologique et de l’environnement industriel actuel ;

• la prise en compte des retours d’expérience allemands en matière de coût du démantèlement et des dernières

exigences réglementaires ou indexation salariale connus ;


NOTE 12 PROVISIONS


• l’application, le cas échéant, de taux d’actualisation différenciés afin de tenir compte des caractéristiques propres

aux engagements de démantèlement et d’aval du cycle.

Dans l’attente de la finalisation du dossier technique et financier par Synatom et de sa transmission pour validation par la

Commission des provisions nucléaires, le Groupe considère que les informations disponibles ne sont pas de nature à

modifier le montant des provisions pour la gestion de l’aval de cycle et pour le démantèlement des sites de production

nucléaire, lesquelles restent évaluées conformément aux hypothèses décrites dans la Note 20.2 «Obligations relatives

aux installations de production nucléaire» des états financiers consolidés au 31 décembre 2018.

Les provisions nucléaires sont sensibles aux hypothèses de coûts, de calendrier des opérations et d’engagement des

dépenses ainsi qu’aux taux d’actualisation. Aussi, une modification de ces paramètres pourrait conduire à une révision

significative des provisions comptabilisées.

Des sensibilités des provisions aux différentes hypothèses sont présentées dans la Note 20.2 «Obligations relatives aux

installations de production nucléaire» des états financiers consolidés au 31 décembre 2018. Elles résultent d’un calcul

purement financier et ne sont pas strictement linéaires et doivent s’analyser avec toutes les précautions d’usage compte

tenu des nombreux autres paramètres, en partie interdépendants, intégrés dans l’évaluation.

12.2 Avantages postérieurs à l’emploi et autres avantages long terme

Le taux d’actualisation retenu pour valoriser les engagements de retraites et assimilés est déterminé par référence au

rendement, à la date de l’évaluation, des obligations émises par des entreprises de premier rang, pour une échéance

correspondant à la duration de l’engagement. Les taux sont déterminés, pour chaque zone monétaire (zone Euro et

Royaume-Uni) à partir des données sur le rendement des obligations AA (d’après Bloomberg et iBoxx) extrapolées pour

les maturités longues à partir du rendement des obligations d’État.

Au 30 juin 2019, les taux de référence affichent une baisse significative, de l’ordre de 65 points de base, par rapport au

31 décembre 2018. La diminution de ces taux d’actualisation conjugués aux autres évolutions des conditions de marché

se traduit au 30 juin 2019 par une augmentation de 1,2 milliard d’euros des provisions pour avantages postérieurs à

l'emploi et autres avantages long terme.


NOTE 13 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES



Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans un certain nombre de litiges et procédures au titre de la

concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou administratives (y compris fiscales).

Les contentieux et enquêtes sont détaillés dans la Note 28 des états financiers consolidés annuels au 31 décembre 2018.

Ceux qui ont connu une évolution au cours du premier semestre 2019 sont présentés ci-après.

13.1 Amérique Latine

13.1.1 Concessions de Buenos Aires et Santa Fe

En 2003, ENGIE et ses coactionnaires, concessionnaires des eaux de Buenos Aires et de Santa Fe, ont entamé devant

le Centre international pour le règlement des différends relatifs aux investissements (CIRDI) deux arbitrages contre l’État

argentin visant à obtenir des indemnités pour compenser la perte de valeur des investissements consentis depuis le début

de la concession, sur base des traités bilatéraux de protection des investissements.

Pour rappel, ENGIE et SUEZ (anciennement SUEZ Environnement) ont – préalablement à l’introduction en bourse de

SUEZ Environnement – conclu un accord portant transfert économique au profit de SUEZ des droits et obligations liés aux

participations détenues par ENGIE dans Aguas Argentinas et Aguas Provinciales de Santa Fe ; ceci comprend les droits

et obligations découlant des procédures arbitrales.

Le tribunal arbitral a condamné l’État argentin le 9 avril 2015 à verser 405 millions de dollars américains au titre de la

résiliation des contrats de concession d’eau et d’assainissement de Buenos Aires (dont 367 millions de dollars américains

à ENGIE et ses filiales), et le 4 décembre 2015 à 225 millions de dollars américains au titre de la résiliation des contrats

de concession de Santa Fe.

Le gouvernement argentin et les différents actionnaires d’Aguas Argentinas ont conclu et mis en œuvre un accord

transactionnel en application de la sentence arbitrale du 9 avril 2015 rendue au titre de la concession d’eau et

d’assainissement de Buenos Aires. A ce titre, en application de l’accord susvisé portant transfert économique des droits

et obligations d’ENGIE au profit de SUEZ, SUEZ et ses filiales ont enregistré un produit avant impôts de

215 millions d’euros (soit environ 50 millions d’euros en quote-part de résultat net des sociétés mises en équivalence pour

ENGIE). Par ailleurs, la décision du 14 décembre 2018 relative à la concession d’eau et d’assainissement d’Aguas

Provinciales de Santa Fe doit encore être mise en œuvre.

13.2 France hors Infrastructures

13.2.1 Précompte

Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008, l’Administration fiscale française a contesté le traitement

fiscal de la cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005 par SUEZ (désormais ENGIE) pour un

montant de 995 millions d’euros (créance afférente aux montants de précompte payés au titre des exercices 1999 à 2003).

Elle a partiellement mis en recouvrement l’impôt sur les sociétés en résultant à hauteur d’un montant de

89,6 millions d’euros en mai 2016. ENGIE s’est acquitté de cette somme et a introduit une requête introductive d’instance

devant le Tribunal Administratif de Montreuil en juillet 2017. Le Tribunal a rendu un jugement favorable à ENGIE en

avril 2019 et les sommes préalablement acquittées ont été remboursées. Le délai d’appel n’est pas encore échu.

Concernant le contentieux précompte proprement dit, le 1er février 2016, le Conseil d’État a refusé l’admission du pourvoi

en cassation pour les demandes de remboursement de précompte afférent aux exercices 1999/2000/2001 et des instances

sont encore en cours devant les juridictions d’appel pour les demandes de remboursement afférentes aux exercices

2002/2003/2004.




Par ailleurs, suite à une plainte d’ENGIE et de plusieurs groupes français, le 28 avril 2016, la Commission européenne a

envoyé un avis motivé à la France dans le cadre d’une procédure d’infraction considérant que le Conseil d’État ne

respectait pas le droit de l’Union européenne dans les décisions rendues au titre des litiges précompte, tels que ceux

d’ENGIE. La France ne s’étant pas mise en conformité, la Commission a saisi, le 10 juillet 2017, la Cour de Justice de

l’Union européenne pour manquement de la France. Le 4 octobre 2018, la Cour de Justice de l’Union Européenne a donné

partiellement raison à la Commission européenne. La France doit désormais revoir sa méthodologie pour déterminer le

quantum des remboursements de précompte dans les affaires définitivement jugées et celles encore en cours devant les

juridictions.

13.3 Infrastructures France

13.3.1 Commissionnement

Dans le cadre d’un différend opposant GRDF à des fournisseurs de gaz, la Cour d’appel de Paris, dans un arrêt du

2 juin 2016 rendu contre une décision du Comité de règlement des différends et des sanctions de la CRE (CoRDiS) de

septembre 2014, a considéré que la prestation d’acheminement rendue au bénéfice des fournisseurs devait et aurait dû,

depuis l’ouverture du marché, être rendue au bénéfice des clients finals. Jusqu’à ces décisions, seule la prestation de

livraison était effectuée par le distributeur au profit des clients finals et faisait l’objet d’une rémunération des fournisseurs

pour la gestion clientèle en raison de l’existence du contrat unique.

En raison du fait que le fournisseur assure désormais la gestion clientèle relative aussi à l’acheminement du gaz pour le

compte du distributeur, le fournisseur devient l’intermédiaire du distributeur auprès du client final pour les prestations de

livraison et d’acheminement. Le schéma des relations contractuelles a ainsi totalement été modifié et a pour conséquences

que (i) le risque des impayés des clients finals correspondant à la part «acheminement» du contrat de fourniture devait

être supporté par le gestionnaire de réseau de distribution et non par le fournisseur de gaz, (ii) et que les prestations de

gestion de clientèle relative aux prestations de livraison et d’acheminement (la distribution), réalisées par le fournisseur

pour le compte du gestionnaire de réseau de distribution, devaient être rémunérées de façon équitable et proportionnée

au regard des coûts évités du gestionnaire de réseau de distribution. La Cour d’appel de Paris a ainsi enjoint à GRDF de

mettre ses contrats d’acheminement en conformité avec ces principes et a renvoyé au CoRDiS le soin d’évaluer le montant

de la prestation de gestion clientèle. GRDF a déposé un pourvoi en cassation contre l’arrêt de la Cour d’appel.

En mars 2018, la Cour de cassation a renvoyé à la Cour de justice de l’Union européenne (CJUE) la question de savoir si

le droit de l’Union européenne imposait que le CoRDiS puisse prendre des décisions à caractère rétroactif. L’avocat

général de la CJUE a déposé ses conclusions en mai 2019. GRDF est dans l’attente de la décision de la CJUE qui pourrait

intervenir sur le 3ème trimestre 2019. Une décision de la Cour de cassation pourrait intervenir quant à elle avant fin 2019

après le retour de la CJUE.

En juin 2018, le CoRDiS chargé par la Cour d’appel d’évaluer le quantum de la prestation de gestion de clientèle a enjoint

à GRDF de proposer à Direct Energie et à ENI un nouvel avenant prévoyant une rémunération basée sur les termes

tarifaires définis par la CRE dans ses délibérations d’octobre 2017 et janvier 2018. Un recours devant la Cour d’appel de

Paris contre cette décision a été formé tant par GRDF que par Direct Energie et ENI. GRDF conteste la rémunération pour

le passé, notamment en soutenant que les sommes correspondantes ont déjà été répercutées par le fournisseur sur les

clients finals. Une décision pourrait être rendue courant 2ème semestre 2019.

La Cour d’appel de Paris en 2016 ayant considérée qu’ENI n’avait pas fait de demande de rémunération au titre du passé

(avant 2016 ; ses demandes ne portant que pour l’avenir), ENI a saisi en mars 2017 le CoRDiS aux fins d’obtenir une

rémunération au titre de la gestion clientèle pour le passé (montant de 87,8 millions d’euros réclamé pour la période 2008

à 2016). Le CoRDiS a rendu sa décision en juillet 2019 aux termes de laquelle la demande d’ENI est rejetée. ENI dispose

d’un délai d’un mois pour former un recours devant la Cour d’appel de Paris.

Direct Energie avait également saisi, en mai 2017, le Tribunal de Commerce de Paris pour abus de position dominante

et déséquilibre significatif dans les obligations contractuelles contenues dans les contrats d’acheminement et demandait

initialement dans ce cadre 89,5 millions d’euros de dommages et intérêts pour la période 2009/2016 (demande réévaluée

depuis à environ 140 millions d’euros). Il s’agit ici d’une action indemnitaire à la différence de celles devant le CoRDiS qui




est une action aux fins d’obtention d’une rémunération pour les prestations de gestion de clientèle relatives aux prestations

de distribution.

Le Tribunal de commerce de Paris a rendu son jugement en janvier 2019. Il condamne GRDF à verser à Direct Energie la

somme de 17 millions d’euros.

GRDF et Direct Energie ont interjeté appel de cette décision et déposé leurs premières conclusions en juin 2019.

En ce qui concerne les prestations de gestion de clientèle effectuées pour le compte du gestionnaire de réseau

de distribution pour le secteur de l’électricité (en l’espèce ERDF devenue ENEDIS), à la suite d’un recours intenté par

ENGIE, le Conseil d’État dans un arrêt du 13 juillet 2016, vient également de rappeler le même principe d’une rémunération

du fournisseur par le gestionnaire de réseau de distribution. Dans cette même décision, le Conseil d’État n’a pas reconnu

à la CRE le droit de mettre en place un seuil de clientèle au-delà duquel cette rémunération ne pouvait pas être accordée

et qui empêchait ENGIE d’en bénéficier jusqu’à présent. ENGIE pour prendre en compte cette décision, a engagé une

action à l’encontre d’ENEDIS visant à obtenir le paiement de ces prestations de gestion de clientèle. Le législateur a

adopté une disposition validant rétroactivement les contrats conclus avec ENEDIS et faisant obstacle à toute demande en

réparation des prestations de gestion de clientèle non rémunérées. Le Conseil Constitutionnel a déclaré cette disposition

conforme à la Constitution par décision du 19 avril 2019. La procédure à l’encontre d’ENEDIS est toujours en cours. Par

ailleurs, ENGIE avait déposé un recours devant le Conseil d’État contre la délibération de la CRE du 26 octobre 2017 sur

la rémunération des prestations de gestion clientèle en électricité pour la période antérieure au 1er janvier 2018 et vient de

se désister de cette procédure.

13.4 Reste de l’Europe

13.4.1 Reprise et prolongation de l’exploitation des unités nucléaires

Différentes associations ont introduit des recours à l’encontre des lois et décisions administratives ayant permis l’extension

de la durée d’exploitation des unités de Doel 1 et 2 et de Tihange 1, devant la Cour constitutionnelle, le Conseil d’État et

les tribunaux ordinaires. Par arrêt du 12 juin 2018, la Cour d’appel de Bruxelles a rejeté les demandes de Greenpeace. En

ce qui concerne le recours devant la Cour constitutionnelle, celle-ci, le 22 juin 2017, a renvoyé l’affaire à la Cour de Justice

de l’Union Européenne (CJUE) pour questions préjudicielles. La CJUE a rendu son arrêt le 29 juillet 2019 ; celui-ci est en

cours d’analyse. Les autres recours sont toujours pendants.

13.5 Autres

13.5.1 Royaume-Uni – Procédure d’aide d’État à Gibraltar

La Commission européenne avait publié, le 7 octobre 2016, une décision d’ouverture de procédure d’aide d’État contre le

Royaume-Uni relative au régime fiscal de Gibraltar. La décision visait le régime et la pratique des rescrits de Gibraltar et

mentionnait 165 rescrits dont l’obtention pouvait constituer une aide d’État. Un des rescrits avait été obtenu par une filiale

d’International Power Ltd en 2011 dans le cadre du démantèlement d’une structure localisée à Gibraltar. ENGIE avait

contesté cette décision le 25 novembre 2016. Dans sa décision finale rendue publique le 19 décembre 2018, la

Commission conclut que seuls 5 rulings constituent des aides d’État illégales, ce qui revient à exclure le rescrit reçu par

International Power Ltd. En conséquence, le risque mentionné est désormais caduc.


NOTE 14 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES


NOTE 14 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

Les transactions avec des parties liées décrites dans la Note 25 des Notes aux comptes des états financiers consolidés

au 31 décembre 2018 n’ont pas connu d’évolution significative à fin juin 2019.

Le contrat de service public entre l’Etat et ENGIE s’est achevé au 31 décembre 2018, et un bilan sur son exécution a été

transmis au Gouvernement.


NOTE 15 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE


NOTE 15 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE

Aucun événement significatif n’est intervenu postérieurement à la clôture des comptes au 30 juin 2019.


04 DÉCLARATION DU

RESPONSABLE DU

RAPPORT FINANCIER

SEMESTRIEL

DÉCLARATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL


J’atteste que, à ma connaissance, les comptes condensés du premier semestre de l’exercice 2019 sont établis

conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière

et du résultat de la Société et de l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le rapport semestriel

d’activité présente un tableau fidèle des événements importants survenus pendant les six premiers mois de l’exercice, de

leur incidence sur les comptes semestriels, des principales transactions entre parties liées, et qu’il décrit les principaux

risques et les principales incertitudes auxquels le Groupe est exposé pour les six mois restants de l’exercice.

Courbevoie, le 29 juillet 2019

Le Directeur Général

Isabelle Kocher


05 RAPPORT DES

COMMISSAIRES AUX

COMPTES SUR

L’INFORMATION

FINANCIÈRE

SEMESTRIELLE

RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L'INFORMATION FINANCIÈRE SEMESTRIELLE


Aux Actionnaires,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre assemblée générale et en application de l'article L. 451-1-2 III

du Code monétaire et financier, nous avons procédé à :

• l'examen limité des comptes semestriels consolidés condensés de la société ENGIE, relatifs à la période du 1er

janvier au 30 juin 2019, tels qu'ils sont joints au présent rapport ;

• la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité.

Ces comptes semestriels consolidés condensés ont été établis sous la responsabilité de votre conseil d’administration. Il

nous appartient, sur la base de notre examen limité, d'exprimer notre conclusion sur ces comptes.

1. Conclusion sur les comptes

Nous avons effectué notre examen limité selon les normes d’exercice professionnel applicables en France. Un examen

limité consiste essentiellement à s’entretenir avec les membres de la direction en charge des aspects comptables et

financiers et à mettre en œuvre des procédures analytiques. Ces travaux sont moins étendus que ceux requis pour un

audit effectué selon les normes d’exercice professionnel applicables en France. En conséquence, l’assurance que les

comptes, pris dans leur ensemble, ne comportent pas d’anomalies significatives obtenue dans le cadre d’un examen limité

est une assurance modérée, moins élevée que celle obtenue dans le cadre d’un audit.

Sur la base de notre examen limité, nous n'avons pas relevé d'anomalies significatives de nature à remettre en cause la

conformité des comptes semestriels consolidés condensés avec la norme IAS 34 – norme du référentiel IFRS tel qu'adopté

dans l’Union européenne relative à l’information financière intermédiaire.

Sans remettre en cause la conclusion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur la note 1 qui expose les

changements de principes comptables et les impacts liés à la première application de la norme IFRS 16 «Contrats de

Location» à compter du 1er janvier 2019.

2. Vérification spécifique

Nous avons également procédé à la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité commentant

les comptes semestriels consolidés condensés sur lesquels a porté notre examen limité.

Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes semestriels consolidés

condensés.

Paris-La Défense, le 30 juillet 2019

Les Commissaires aux Comptes

DELOITTE & ASSOCIES ERNST & YOUNG et Autres

Patrick E. Suissa Olivier Broissand Charles-Emmanuel Chosson Stéphane Pédron

Ce document a été réalisé par le Groupe ENGIE. Il est disponible sur le site library.engie.com où l’ensemble des publications du

Groupe peuvent être consultées, téléchargées ou commandées.

ENGIE : SA au capital de 2 435 285 011 euros

RCS Nanterre 542 107 651

Siège Social : 1, place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie

T +33 (1) 41 20 10 00 - F +33 (1) 41 20 10 10

engie.com

rapport financier semestriel 2019 - engie · • la croissance annuelle attendue reste concentrée...

Documents